JP2004199978A

JP2004199978A - Fuel cell combined cycle system

Info

Publication number: JP2004199978A
Application number: JP2002366300A
Authority: JP
Inventors: Kenichiro Kosaka; 健一郎小阪; Katsuhiko Yokohama; 克彦横濱
Original assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 2002-12-18
Filing date: 2002-12-18
Publication date: 2004-07-15
Anticipated expiration: 2022-12-18
Also published as: JP3930426B2

Abstract

【課題】細かく変動する需要家の電力需要に迅速に対応し、発電システムの効率を向上することが可能な燃料電池複合発電システムを提供する。
【解決手段】燃料電池システム７と、ボトミングサイクルシステム８と、制御部１０とを具備する燃料電池複合発電システムを用いる。燃料電池システム７は、燃料ガスと酸化剤ガスとを供給され、第１電力Ｂを発生する燃料電池１を含む。ボトミングサイクルシステム８は、燃料電池１から排出される排燃料ガスと、燃料電池１から排出される排酸化剤ガスとを供給され、予測された電力需要としての予測電力需要に基づいた第２電力Ａを発生する。制御部１０は、第１電力Ｂが、実際の電力需要としての実電力需要と第２電力Ａとの差になるように、燃料電池システム７を制御する。そして、予測電力需要に基づいて、その燃料ガスの供給を制御する。
【選択図】図１An object of the present invention is to provide a fuel cell combined power generation system capable of promptly responding to finely changing power demands of customers and improving the efficiency of the power generation system.
A fuel cell combined power generation system including a fuel cell system, a bottoming cycle system, and a control unit is used. The fuel cell system 7 includes the fuel cell 1 which is supplied with the fuel gas and the oxidizing gas and generates the first electric power B. The bottoming cycle system 8 is supplied with the exhaust fuel gas discharged from the fuel cell 1 and the exhaust oxidant gas discharged from the fuel cell 1, and generates a second power based on the predicted power demand as the predicted power demand. Generates A. The control unit 10 controls the fuel cell system 7 so that the first power B is equal to the difference between the actual power demand as the actual power demand and the second power A. Then, the supply of the fuel gas is controlled based on the predicted power demand.
[Selection diagram] Fig. 1

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料電池複合発電システムに関し、特に、燃料電池の運転を、実際の電力需要の変動に対応させる燃料電池複合発電システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
ガスタービンと固体電解質型燃料電池（以下、「ＳＯＦＣ」ともいう）とを組み合わせた複合発電システムが知られている。この複合発電システムは、まず、前段のＳＯＦＣに燃料ガスと空気ガスとを供給し、発電を行う。次に、ＳＯＦＣから排出される出口燃料ガス（排燃料ガス）と出口空気ガスとを混合し、燃焼器で燃焼させて、後段のガスタービンに投入する。そして、ガスタービンに結合した発電機で発電を行う。その後、ガスタービンから排出される排ガスのエネルギーを、排熱回収システムで回収する。
【０００３】
次に、電力需要と発電との関係について説明する。図３は、電力需要と発電との関係を示すグラフである。縦軸は電力需要、横軸は時刻である。
電力需要は、季節・時刻などに従い変動する。これらは、気温や社会情勢などによっても変化するが、ある程度予測することが可能である（図３の曲線Ｑ）。ただし、実際の電力需要は、需要家における個別の機器のオン／オフなどで細かく変動している（図３の曲線Ｄ）。この変動の頻度・程度については、予測が困難である。発電所では、需要予測に沿って、発電機器を運転することになるが、急激な負荷変動には対応できない。そのため、系統電力の安定化のために、供給不足にならぬように負荷に対して発電機器は余裕を持たせた運転となる（図３の曲線Ｍ）。この結果、余分な燃料を消費することになり、系統での送電ロスや発電所での効率低下につながっている。
【０００４】
細かく変動する需要家の電力需要に対して、迅速に対応することが可能な技術が望まれている。系統電力の安定性を損ねずに、急激な負荷変動に対応することが出来る技術が求められている。発電システムの効率を向上することが可能な技術が望まれている。
【０００５】
関連する技術として、特開平８−２８７９５８号公報は、二次電池電力貯蔵システムの運転方法の技術が公開されている。この技術の二次電池電力貯蔵システムの運転方法は、夜間に充電した電力を、昼間の所定時間帯に放電して使用する二次電池電力貯蔵システムの運転方法である。その運転方法は、まず、外気温度、負荷電力及び負荷電力上昇率を検出する。次に、それらの検出値に基づいて電力需要予測値を算出する。そして、その電力需要予測値と設定値とを比較して、予測値が設定値よりも小さいときには、時間帯を通じて一定電力を平均的に放電する運転を行い、予測値が設定値よりも大きいときには、時間帯内の特定時間に高電力を集中的に放電する運転を行う。電力需要予測値を算出する際に、カレンダー上における該当日の空調負荷を加味する。
この技術の目的は、目的とするところは、運転モードの選択を人為的判断によることなく、自律的判断に基づいて適切に行うことができる二次電池電力貯蔵システムの運転方法及びその装置を提供することにある。
【０００６】
【特許文献】特開平８−２８７９５８号公報
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
従って、本発明の目的は、細かく変動する需要家の電力需要に対して、迅速に対応することが可能な燃料電池複合発電システムを提供することである。
【０００８】
また、本発明の他の目的は、系統電力の安定性を損ねずに、急激な負荷変動に対応することが出来る燃料電池複合発電システムを提供することである。
【０００９】
本発明の更に他の目的は、発電システムの効率を向上することが可能な燃料電池複合発電システムを提供することである。
【００１０】
本発明の別の目的は、環境への負荷を低減することが可能な燃料電池複合発電システムを提供することである。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
以下に、［発明の実施の形態]で使用される番号・符号を用いて、課題を解決するための手段を説明する。これらの番号・符号は、［特許請求の範囲］の記載と［発明の実施の形態］との対応関係を明らかにするために括弧付で付加されたものである。ただし、それらの番号・符号を、［特許請求の範囲］に記載されている発明の技術的範囲の解釈に用いてはならない。
【００１２】
従って、上記課題を解決するために、本発明の燃料電池複合発電システムは、燃料電池システム（７）と、ボトミングサイクルシステム（８）と、制御部（１０）とを具備する。
燃料電池システム（７）は、燃料ガスと酸化剤ガスとを供給され、第１電力（Ｂ）を発生する燃料電池（１）を含む。ボトミングサイクルシステム（８）は、燃料電池（１）から排出される排燃料ガスと、燃料電池（１）から排出される排酸化剤ガスとを供給され、予測された電力需要としての予測電力需要（Ｑ）に基づいた第２電力（Ａ）を発生する。制御部（１０）は、第１電力（Ｂ）が、実際の電力需要としての実電力需要（Ｄ）と第２電力（Ａ）との差になるように、燃料電池システム（７）を制御する。
【００１３】
上記の燃料電池複合発電システムにおいて、制御部（１０）は、予測電力需要（Ｑ）に基づいて、その燃料ガスの供給を制御する。
【００１４】
上記の燃料電池複合発電システムにおいて、その燃料ガスの供給量は、ボトミングサイクルシステム（８）が第２出力（Ａ）を発電し、燃料電池システム（７）が予測電力需要（Ｑ）から第２電力（Ａ）を引いた予測第１電力を所定の燃料利用率で発電することが出来るよう制御される。
ただし、その所定の燃料利用率は、燃料電池システム（７）の最高の燃料利用率で発電される電力と、その所定の燃料利用率で発電される電力との差が、実電力需要（Ｄ）と予測電力需要（Ｑ）との差を吸収できるように設定される。
【００１５】
上記の燃料電池複合発電システムにおいて、燃料電池（１）は、固体電解質型燃料電池である。
【００１６】
上記の燃料電池複合発電システムにおいて、ボトミングサイクルシステム（８）は、ガスタービン（２）と、第１発電機（４）とを備える。ガスタービン（２）は、その排燃料ガスとその排酸化剤ガスとを用いて運転される。第１発電機（４）は、ガスタービン（２）の回転力を用いて発電を行う。
【００１７】
上記の燃料電池複合発電システムにおいて、排熱回収ボイラ（図示されず）と、蒸気タービン（図示されず）と、第２発電機（図示されず）とを更に具備する。
排熱回収ボイラ（図示されず）は、ガスタービン（２）から排出される排出ガスを用いて運転される。蒸気タービン（図示されず）は、排熱回収ボイラ（図示されず）で発生する蒸気を用いて運転される。第２発電機（図示されず）は、蒸気タービン（図示されず）に接続され、蒸気タービン（図示されず）の回転に基づいて発電を行う。
【００１８】
上記の燃料電池複合発電システムにおいて、その燃料ガスは、水素、メタン、天然ガス及び石炭ガス化ガスのうちの少なくとも一つである。
【００１９】
【発明の実施の形態】
以下、本発明である燃料電池複合発電システムの実施の形態に関して、添付図面を参照して説明する。
本実施の形態では、固体電解質型燃料電池（以下、「ＳＯＦＣ」ともいう）を例に示して説明を行うが、他のタイプの燃料電池に対しても適用することが出来る。
【００２０】
まず、本発明である燃料電池複合発電システムの実施の形態における構成について説明する。
図１は、本発明である燃料電池複合発電システムの実施の形態における構成を示す図である。燃料電池複合発電システムは、燃料電池システム７、ボトミングサイクルシステム８及び制御装置１０を具備する。
なお、本図では、酸化剤ガスに関する配管を省略している。
【００２１】
燃料電池システム７は、燃料ガスと酸化剤ガスとを供給され、それらの反応により電力としての第１電力を発生する。固体電解質型燃料電池（ＳＯＦＣ）１、インバータ３及び燃料ガス流量制御部５を備える。
【００２２】
燃料ガス流量制御部５は、固体電解質型燃料電池（ＳＯＦＣ）１に燃料ガスを供給する配管の途中に設けられている。そして、制御装置１０からの制御信号に基づいて、ＳＯＦＣ１へ供給される燃料ガスの流量を調整する。燃料ガス流量制御部５は、流量制御弁に例示される。
【００２３】
固体電解質型燃料電池（ＳＯＦＣ）１は、燃料ガスと酸化剤ガスとを供給され、第１電力を発生する固体電解質型の燃料電池である。第１電力はインバータ３により制御される。ＳＯＦＣ１は、燃料ガスとして、メタンガス（天然ガス）又はプロパンガス、水素ガスなどを用い、酸化剤ガスとして空気のような酸素を含むガスを用いる。ＳＯＦＣ１は、安定化ジルコニアを電解質とする内部改質型の円筒型の燃料電池に例示される。
【００２４】
インバータ３は、制御装置１０の制御信号に基づいて、ＳＯＦＣ１の運転を制御する。そして、ＳＯＦＣ１で発電された第１電力（図１中、出力Ｂ）を外部（系統）へ出力する。
【００２５】
ボトミングサイクルシステム８は、ＳＯＦＣ１から排出される排燃料ガス（未使用の燃料ガスと生成水とを含む）と、ＳＯＦＣ１から排出される排酸化剤ガス（必要に応じて酸化剤ガスを補充）とを供給され、電力としての第２電力を発生する。第２電力は、予測された電力需要としての予測電力需要に基づいて決定される。第２電力は、例えば、予め設定された所定の関数により計算される。ただし、本発明は、この例に限定されるものではない。
ボトミングサイクルシステム８は、ガスタービンシステム２及び発電機４を備える。
【００２６】
ガスタービンシステム２は、その燃焼器でＳＯＦＣ１から排出される排燃料ガスと排酸化剤ガスとを燃焼し、その燃焼ガスのエネルギーを回転のエネルギーに変換する。発電機４に接続されている。
【００２７】
発電機４は、ガスタービンシステム２が生成した回転のエネルギーを用いて第２電力を発生する。そして、第２電力（図１中、出力Ａ）を外部（系統）へ出力する。第２電力の計測値は、制御装置１０へ出力する。
【００２８】
制御装置１０は、実際の電力需要としての実電力需要と、第２電力とに基づいて、第１電力が実電力需要と第２電力との差になるように、燃料電池システムを制御する。制御装置１０は、燃料電池システム制御部１１と、ボトミング制御部１２と、電力需要予測部１３と、電力需要データベース１４とを備える。
【００２９】
電力需要データベース１４は、時刻に関する情報（例示：年、月、日、時間）と、実電力需要及び予測電力需要とを関連付けて格納している。
【００３０】
電力需要予測部１３は、過去の電力需要（例示：過去数年間における同時期の電力需要及びその平均）、気温、過去からのトレンドに例示される電力需要に影響のある情報に基づいて、電力需要を予測する。予測されたデータは、電力需要データベース１４へ格納される。電力需要の予測は、その修正も含めて常時行っていても良いし、所定の期間ごとなどに行っても良い。電力需要の予測は従来知られた方法を用いることが出来る。
なお、過去の電力需要は、電力需要データベース１４に格納されている。
【００３１】
ボトミング制御部１２は、電力需要データベース１４から各時刻における予測電力需要を読み出し、その予測電力需要に基づいて、第２電力を決定する。第２電力は、例えば、予測電力需要のうちの所定の割合である。この場合、所定の割合は、予測電力需要の大きさに応じて、予め設定しておく。例えば、予測電力需要が大きい場合６０％、小さい場合、２０％などである。ただし、本発明は、この例に限定されるものではない。そして、その第２電力を発電するようにボトミングサイクルシステム８を制御する。
【００３２】
燃料電池システム制御部１１は、計測装置（図示されず）により実電力需要を取得する。また、発電機４から出力された第２電力の計測値を取得する。そして、実電力需要と第２電力とに基づいて、第１電力が実電力需要と第２電力との差（又はその差に所定の量を加えたもの）になるように、燃料電池システム７のインバータ３を制御する。その際、必要に応じて燃料ガス流量制御部５を制御する。
なお、実電力需要は、電力需要データベース１４に格納される。
【００３３】
なお、図１では、ボトミングサイクルシステム８として、ガスタービンシステム２のみを示しているが、他の従来知られたボトミングサイクルシステム８に適用可能なシステムを用いることも可能である。そのようなシステムは、従来知られた排熱回収ボイラと蒸気タービンと発電機とを備える排熱回収システムに例示される。その場合、この発電機の発電する電力も第２電力に含める。
【００３４】
次に、本発明である燃料電池複合発電システムの実施の形態における動作について説明する。
図２は、本発明である燃料電池複合発電システムの実施の形態の動作における発電と電力需要との関係を示すグラフである。縦軸は電力需要、横軸は時刻である。ただし、曲線Ｐは第２電力を示す。そして、領域Ａは第２電力で賄われる。曲線Ｑは予測電力需要を示す。曲線Ｄは実電力需要を示す。そして、領域Ｂ（＝実電力需要−第２電力）は、第１電力で賄われる。曲線Ｍはシステムの供給可能な最大電力を示す。
【００３５】
次に、図１と図２とを参照して、動作について説明する。
図１において、燃料電池システム制御部１１は、電力需要データベース１４から、対応する時刻ｔにおける予測電力需要（図２中、時刻ｔでの曲線Ｑ上の点）を読み出す。また、計測装置（図示されず）により発電機４による第２電力（図２中、時刻ｔでの曲線Ｐ上の点）を取得する。そして、流量制御部５を制御して、次の２つの条件で決定される流量の燃料ガスを、ＳＯＦＣ１へ供給する。条件（１）ＳＯＦＣ１が、予測第１電力を、所定の燃料利用率（例示：６０％）で発電可能であること。ただし、予測第１電力＝予測電力需要−第２電力、である。条件（２）ボトミングサイクルシステム８が、ＳＯＦＣ１の排燃料ガスと排酸化剤ガス（必要に応じて酸化剤ガスの補充可）とを用いて、計測された第２電力を発電可能であること。
【００３６】
燃料電池システム制御部１１は、計測装置（図示されず）により実電力需要（図２中、時刻ｔでの曲線Ｄ上の点）を取得する。そして、実電力需要と第２電力とに基づいて、第１電力＝実電力需要−第２電力（又は＋α）になるように、燃料電池システム７のインバータ３を制御する。
ＳＯＦＣ１は、上記の流量の燃料を供給され、インバータ３に制御され、上記の第１電力を発電し、出力Ｂとして系統へ出力する。そして、排燃料ガス及び排酸化剤ガスをガスタービンシステム２へ出力する。
【００３７】
ボトミング制御部１２は、電力需要データベース１４から各時刻における予測電力需要（図２中、時刻ｔでの曲線Ｑ上の点）を読み出し、その予測電力需要に基づいて、第２電力を決定する。例えば、予測電力需要×所定の割合である。この場合、所定の割合は、予測電力需要の大きさの区分ごとに、予め設定しておく。例えば、予測電力需要が大きい場合６０％、中程度の場合４０％、小さい場合、２０％などである。そして、ボトミング制御部１２は、決定された第２電力を発電するようにボトミングサイクルシステム８を制御する。
ボトミングサイクルシステム８は、排燃料ガス及び排酸化剤ガスを供給され、上記の第２電力を発電し、出力Ａとして系統へ出力する。
【００３８】
上記のプロセスで示されるように、ＳＯＦＣ１は、基本的には、予測電力需要に対して、所定の燃料利用率（例示：６０％）で運転可能なように制御される。そして、ボトミングサイクルシステム８ではなく燃料電池システム７（のＳＯＦＣ１）が、時々刻々と変化する実電力需要と予測電力需要との差が発生した場合、その差を満たすように運転条件を変化させて対応する。これは、ＳＯＦＣ１の負荷追従性が高いために可能となる。
すなわち、ＳＯＦＣ１の発電部分は、回転機械が無いので、慣性による時間遅れが発生しない。また、燃料ガスの供給量を若干過剰（燃料利用率８０％まで運転可能）で運転しているので、ある程度の大きさの不可変動に対しては燃料ガス流量などを追従させる必要がない。従って、負荷が変動した場合、インバータ３の指令により素早く発電量（第１電力）を変更することが可能である。
【００３９】
また、負荷追従に伴い、ボトミングサイクルシステム８への排燃料ガスの供給量が変化する。このとき、ＳＯＦＣ１への排燃料ガスの供給量が一定の場合、ＳＯＦＣ１は、負荷増加に伴い、効率が低下する傾向を持つため、▲１▼ＳＯＦＣ１負荷増加時には、排燃料ガスの供給量が減少するが、ボトミングサイクルシステム８への顕熱供給量が増加する。逆に、▲２▼ＳＯＦＣ１負荷低下時には、排燃料ガスが増加するが、顕熱排熱が減少する。この結果、ボトミングサイクルシステム８は、ＳＯＦＣ１の負荷率に関わらず安定した運転状態を維持することが出来る。
【００４０】
本発明により、急激な負荷変化は、燃料電池で吸収するためプラントとしては、真の予測電力需要に従った運転計画を行うことが可能となる。そして、それにより送電のロスの低減、プラントのエネルギー効率の向上を行うことが可能となる。
【００４１】
【発明の効果】
本発明により、細かく変動する需要家の電力需要に迅速に対応し、発電システムの効率を向上することが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明である燃料電池複合発電システムの実施の形態における構成を示す図である。
【図２】本発明である燃料電池複合発電システムの実施の形態の動作における発電と電力需要との関係を示すグラフである。
【図３】電力需要と発電との関係を示すグラフである。
【符号の説明】
１固体電解質型燃料電池（ＳＯＦＣ）
２ガスタービンシステム
３インバータ
４発電機
５流量制御部
７燃料電池システム
８ボトミングサイクルシステム
１０制御装置
１１燃料電池システム制御部
１２ボトミング制御部
１３電力需要予測部
１４電力需要データベース[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a fuel cell combined power generation system, and more particularly to a fuel cell combined power generation system that makes the operation of a fuel cell correspond to a change in actual power demand.
[0002]
[Prior art]
A combined power generation system combining a gas turbine and a solid oxide fuel cell (hereinafter, also referred to as “SOFC”) is known. In this combined power generation system, first, fuel gas and air gas are supplied to the SOFC at the preceding stage to generate power. Next, the outlet fuel gas (exhaust fuel gas) discharged from the SOFC and the outlet air gas are mixed, burned in a combustor, and charged into a subsequent gas turbine. Then, power is generated by a generator coupled to the gas turbine. Thereafter, the energy of the exhaust gas discharged from the gas turbine is recovered by the waste heat recovery system.
[0003]
Next, the relationship between power demand and power generation will be described. FIG. 3 is a graph showing the relationship between power demand and power generation. The vertical axis is power demand, and the horizontal axis is time.
Power demand fluctuates according to the season and time. These vary depending on the temperature, social conditions, and the like, but can be predicted to some extent (curve Q in FIG. 3). However, the actual power demand fluctuates finely due to turning on / off of individual devices in the customer (curve D in FIG. 3). It is difficult to predict the frequency and degree of this change. The power plant operates the power generation equipment according to the demand forecast, but cannot cope with a sudden load change. Therefore, in order to stabilize the system power, the generator is operated with an allowance for the load so as not to cause a shortage of supply (curve M in FIG. 3). As a result, extra fuel is consumed, which leads to transmission loss in the system and reduced efficiency in the power plant.
[0004]
There is a demand for a technology capable of promptly responding to power demands of customers who fluctuate finely. There is a need for a technology that can cope with a sudden load change without impairing the stability of system power. A technology capable of improving the efficiency of a power generation system is desired.
[0005]
As a related technique, Japanese Patent Application Laid-Open No. 8-287958 discloses a technique of an operation method of a secondary battery power storage system. The operation method of the secondary battery power storage system of this technology is an operation method of a secondary battery power storage system that discharges and uses the power charged at night during a predetermined time period during the day. In the operation method, first, the outside air temperature, the load power, and the load power increase rate are detected. Next, a power demand forecast value is calculated based on the detected values. Then, the power demand predicted value is compared with the set value, and when the predicted value is smaller than the set value, an operation is performed in which constant power is averagely discharged over a time period, and when the predicted value is larger than the set value, In addition, an operation for intensively discharging high power at a specific time within a time zone is performed. When calculating the power demand forecast value, the air conditioning load of the corresponding day on the calendar is taken into account.
The purpose of this technology is to provide an operation method and an apparatus for a secondary battery power storage system that can appropriately select an operation mode based on autonomous judgment without artificial judgment. Is to do.
[0006]
[Patent Document] Japanese Patent Application Laid-Open No. 8-287958
[Problems to be solved by the invention]
Therefore, an object of the present invention is to provide a fuel cell combined power generation system capable of promptly responding to a power demand of a customer who fluctuates finely.
[0008]
Another object of the present invention is to provide a fuel cell combined power generation system capable of coping with a sudden load change without deteriorating the stability of grid power.
[0009]
Still another object of the present invention is to provide a fuel cell combined power generation system capable of improving the efficiency of the power generation system.
[0010]
Another object of the present invention is to provide a fuel cell combined cycle system capable of reducing the load on the environment.
[0011]
[Means for Solving the Problems]
The means for solving the problem will be described below using the numbers and symbols used in [Embodiments of the Invention]. These numbers and symbols are added in parentheses to clarify the correspondence between the description in the claims and the embodiment of the invention. However, those numbers and symbols must not be used for interpreting the technical scope of the invention described in [Claims].
[0012]
Therefore, in order to solve the above problems, a fuel cell combined cycle system of the present invention includes a fuel cell system (7), a bottoming cycle system (8), and a control unit (10).
The fuel cell system (7) includes a fuel cell (1) supplied with a fuel gas and an oxidizing gas and generating a first electric power (B). The bottoming cycle system (8) is supplied with the exhaust fuel gas discharged from the fuel cell (1) and the exhaust oxidant gas discharged from the fuel cell (1), and predicts the predicted power demand as the predicted power demand. A second power (A) is generated based on (Q). The control unit (10) controls the fuel cell system (7) such that the first power (B) is equal to the difference between the actual power demand (D) as the actual power demand and the second power (A). I do.
[0013]
In the above fuel cell combined cycle system, the control unit (10) controls the supply of the fuel gas based on the predicted power demand (Q).
[0014]
In the fuel cell combined power generation system described above, the supply amount of the fuel gas is determined as follows: the bottoming cycle system (8) generates the second output (A), and the fuel cell system (7) calculates the second output from the predicted power demand (Q). Control is performed so that the predicted first power obtained by subtracting the power (A) can be generated at a predetermined fuel utilization rate.
However, the difference between the power generated at the highest fuel utilization rate of the fuel cell system (7) and the power generated at the predetermined fuel utilization rate is the actual fuel demand (D ) And the predicted power demand (Q).
[0015]
In the fuel cell combined cycle system described above, the fuel cell (1) is a solid oxide fuel cell.
[0016]
In the above fuel cell combined power generation system, the bottoming cycle system (8) includes the gas turbine (2) and the first generator (4). The gas turbine (2) is operated using the exhaust fuel gas and the exhaust oxidant gas. The first generator (4) generates power using the rotational force of the gas turbine (2).
[0017]
The above-described fuel cell combined power generation system further includes an exhaust heat recovery boiler (not shown), a steam turbine (not shown), and a second generator (not shown).
An exhaust heat recovery boiler (not shown) is operated using exhaust gas discharged from the gas turbine (2). A steam turbine (not shown) is operated using steam generated by an exhaust heat recovery boiler (not shown). The second generator (not shown) is connected to a steam turbine (not shown) and generates electric power based on the rotation of the steam turbine (not shown).
[0018]
In the above fuel cell combined cycle system, the fuel gas is at least one of hydrogen, methane, natural gas, and coal gasification gas.
[0019]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of a fuel cell combined cycle system according to the present invention will be described with reference to the accompanying drawings.
In this embodiment, a solid oxide fuel cell (hereinafter, also referred to as “SOFC”) will be described as an example, but the present invention can be applied to other types of fuel cells.
[0020]
First, the configuration of an embodiment of a fuel cell combined cycle system according to the present invention will be described.
FIG. 1 is a diagram showing a configuration of an embodiment of a fuel cell combined cycle system according to the present invention. The fuel cell combined power generation system includes a fuel cell system 7, a bottoming cycle system 8, and a control device 10.
In this figure, piping for the oxidizing gas is omitted.
[0021]
The fuel cell system 7 is supplied with a fuel gas and an oxidizing gas, and generates a first electric power as electric power by a reaction between them. The fuel cell system includes a solid oxide fuel cell (SOFC) 1, an inverter 3, and a fuel gas flow controller 5.
[0022]
The fuel gas flow controller 5 is provided in the middle of a pipe for supplying a fuel gas to the solid oxide fuel cell (SOFC) 1. Then, based on the control signal from the control device 10, the flow rate of the fuel gas supplied to the SOFC 1 is adjusted. The fuel gas flow control unit 5 is exemplified by a flow control valve.
[0023]
The solid oxide fuel cell (SOFC) 1 is a solid oxide fuel cell that is supplied with a fuel gas and an oxidizing gas and generates first electric power. The first power is controlled by the inverter 3. The SOFC 1 uses methane gas (natural gas), propane gas, hydrogen gas, or the like as a fuel gas, and uses a gas containing oxygen such as air as an oxidant gas. The SOFC 1 is exemplified as an internal reforming cylindrical fuel cell using stabilized zirconia as an electrolyte.
[0024]
Inverter 3 controls the operation of SOFC 1 based on a control signal from control device 10. Then, the first power (output B in FIG. 1) generated by the SOFC 1 is output to the outside (system).
[0025]
The bottoming cycle system 8 includes an exhaust fuel gas discharged from the SOFC 1 (including unused fuel gas and generated water), an exhaust oxidant gas discharged from the SOFC 1 (replenishes an oxidant gas as necessary). And generates a second electric power as electric power. The second power is determined based on the predicted power demand as the predicted power demand. The second power is calculated by, for example, a predetermined function set in advance. However, the present invention is not limited to this example.
The bottoming cycle system 8 includes the gas turbine system 2 and the generator 4.
[0026]
The gas turbine system 2 burns the exhaust fuel gas and the exhaust oxidant gas discharged from the SOFC 1 in the combustor, and converts the energy of the combustion gas into rotational energy. It is connected to the generator 4.
[0027]
The generator 4 generates the second electric power using the rotation energy generated by the gas turbine system 2. Then, the second power (output A in FIG. 1) is output to the outside (system). The measured value of the second power is output to the control device 10.
[0028]
The control device 10 controls the fuel cell system based on the actual power demand as the actual power demand and the second power so that the first power is equal to the difference between the actual power demand and the second power. The control device 10 includes a fuel cell system control unit 11, a bottoming control unit 12, a power demand prediction unit 13, and a power demand database 14.
[0029]
The power demand database 14 stores information on time (e.g., year, month, day, and time) in association with actual power demand and predicted power demand.
[0030]
The power demand forecasting unit 13 determines the power based on the past power demand (eg, the power demand in the same period in the past several years and the average thereof), the temperature, and information that has an influence on the power demand exemplified in the past trend. Forecast demand. The predicted data is stored in the power demand database 14. The prediction of the power demand may be performed at all times including the correction thereof, or may be performed at predetermined intervals. For the prediction of the power demand, a conventionally known method can be used.
The past power demand is stored in the power demand database 14.
[0031]
The bottoming control unit 12 reads the predicted power demand at each time from the power demand database 14 and determines the second power based on the predicted power demand. The second power is, for example, a predetermined ratio of the predicted power demand. In this case, the predetermined ratio is set in advance according to the magnitude of the predicted power demand. For example, when the predicted power demand is large, it is 60%, and when it is small, it is 20%. However, the present invention is not limited to this example. Then, the bottoming cycle system 8 is controlled so as to generate the second power.
[0032]
The fuel cell system control unit 11 acquires the actual power demand by using a measuring device (not shown). Further, a measurement value of the second power output from the generator 4 is obtained. Then, based on the actual power demand and the second power, the fuel cell system 7 is configured such that the first power is a difference between the actual power demand and the second power (or a difference obtained by adding a predetermined amount to the difference). Is controlled. At that time, the fuel gas flow controller 5 is controlled as needed.
Note that the actual power demand is stored in the power demand database 14.
[0033]
In FIG. 1, only the gas turbine system 2 is shown as the bottoming cycle system 8, but it is also possible to use another conventionally applicable bottoming cycle system 8. Such a system is exemplified by a conventionally known exhaust heat recovery system including an exhaust heat recovery boiler, a steam turbine, and a generator. In that case, the power generated by this generator is also included in the second power.
[0034]
Next, the operation of the fuel cell combined cycle system according to the embodiment of the present invention will be described.
FIG. 2 is a graph showing the relationship between power generation and power demand in the operation of the embodiment of the fuel cell combined cycle system according to the present invention. The vertical axis is power demand, and the horizontal axis is time. Here, the curve P indicates the second power. Then, the area A is covered by the second power. Curve Q shows the predicted power demand. Curve D shows the actual power demand. Then, the area B (= actual power demand-second power) is covered by the first power. Curve M shows the maximum power that can be supplied by the system.
[0035]
Next, the operation will be described with reference to FIGS.
In FIG. 1, the fuel cell system control unit 11 reads the corresponding predicted power demand at time t (the point on the curve Q at time t in FIG. 2) from the power demand database 14. In addition, a second power (a point on the curve P at time t in FIG. 2) by the generator 4 is acquired by a measuring device (not shown). Then, the flow controller 5 is controlled to supply the SOFC 1 with the fuel gas having the flow rate determined under the following two conditions. Condition (1): The SOFC 1 can generate the predicted first power at a predetermined fuel utilization rate (for example, 60%). Here, predicted first power = predicted power demand−second power. Condition (2): The bottoming cycle system 8 can generate the measured second electric power using the exhaust fuel gas of the SOFC 1 and the exhaust oxidant gas (the oxidant gas can be supplemented as necessary).
[0036]
The fuel cell system control unit 11 acquires the actual power demand (the point on the curve D at the time t in FIG. 2) by using a measuring device (not shown). Then, based on the actual power demand and the second power, the inverter 3 of the fuel cell system 7 is controlled so that the first power = the actual power demand−the second power (or + α).
The SOFC 1 is supplied with the fuel at the flow rate described above, is controlled by the inverter 3, generates the first power, and outputs the first power to the system as an output B. The exhaust fuel gas and the exhaust oxidant gas are output to the gas turbine system 2.
[0037]
The bottoming control unit 12 reads the predicted power demand at each time from the power demand database 14 (the point on the curve Q at the time t in FIG. 2), and determines the second power based on the predicted power demand. For example, predicted power demand × predetermined ratio. In this case, the predetermined ratio is set in advance for each category of the predicted power demand. For example, the predicted power demand is 60% when it is large, 40% when it is medium, and 20% when it is small. Then, the bottoming control unit 12 controls the bottoming cycle system 8 so as to generate the determined second power.
The bottoming cycle system 8 is supplied with exhaust fuel gas and exhaust oxidant gas, generates the above-described second electric power, and outputs it as output A to the system.
[0038]
As shown in the above process, the SOFC 1 is basically controlled so that it can be operated at a predetermined fuel utilization rate (for example, 60%) with respect to the predicted power demand. When the difference between the actual power demand and the predicted power demand that change every moment occurs not in the bottoming cycle system 8 but in the fuel cell system 7 (SOFC 1), the operating conditions are changed so as to satisfy the difference. Corresponding. This is possible because the load following capability of the SOFC 1 is high.
That is, since the power generation portion of the SOFC 1 has no rotating machine, no time delay occurs due to inertia. In addition, since the fuel gas is supplied in a slightly excessive supply amount (operable up to a fuel utilization rate of 80%), it is not necessary to follow the fuel gas flow rate or the like to an unusable variation of a certain magnitude. Therefore, when the load fluctuates, the power generation amount (first power) can be quickly changed by a command from the inverter 3.
[0039]
Further, with the load following, the supply amount of the exhaust gas to the bottoming cycle system 8 changes. At this time, if the supply amount of the exhaust fuel gas to the SOFC 1 is constant, the efficiency of the SOFC 1 tends to decrease as the load increases, so that (1) the supply amount of the exhaust fuel gas decreases when the load of the SOFC 1 increases. However, the amount of sensible heat supplied to the bottoming cycle system 8 increases. Conversely, (2) when the SOFC1 load decreases, the exhaust fuel gas increases, but the sensible heat exhaust heat decreases. As a result, the bottoming cycle system 8 can maintain a stable operation state regardless of the load factor of the SOFC 1.
[0040]
According to the present invention, a sudden load change is absorbed by the fuel cell, so that the plant can perform an operation plan according to the true predicted power demand. Thus, it is possible to reduce the power transmission loss and improve the energy efficiency of the plant.
[0041]
【The invention's effect】
ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, it becomes possible to respond quickly to the electric power demand of the customer who fluctuates finely, and to improve the efficiency of a power generation system.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram showing a configuration of a fuel cell combined cycle system according to an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a graph showing a relationship between power generation and power demand in the operation of the embodiment of the fuel cell combined cycle system according to the present invention.
FIG. 3 is a graph showing a relationship between power demand and power generation.
[Explanation of symbols]
1 solid oxide fuel cell (SOFC)
2 Gas Turbine System 3 Inverter 4 Generator 5 Flow Rate Control Unit 7 Fuel Cell System 8 Bottoming Cycle System 10 Controller 11 Fuel Cell System Control Unit 12 Bottoming Control Unit 13 Power Demand Forecasting Unit 14 Power Demand Database

Claims

A fuel cell system including a fuel cell that is supplied with a fuel gas and an oxidizing gas and generates a first electric power;
A bottoming cycle system that is supplied with exhaust fuel gas discharged from the fuel cell and exhaust oxidant gas discharged from the fuel cell and generates second power based on predicted power demand as predicted power demand When,
A fuel cell combined power generation system comprising: a control unit that controls the fuel cell system such that the first power is a difference between an actual power demand as an actual power demand and the second power.

The fuel cell combined cycle system according to claim 1,
The fuel cell combined cycle system, wherein the control unit controls supply of the fuel gas based on the predicted power demand.

The fuel cell combined cycle system according to claim 2,
The supply amount of the fuel gas is determined such that the bottoming cycle system generates the second output, and the fuel cell system generates a predicted first power obtained by subtracting the second power from the predicted power demand at a predetermined fuel utilization rate. Is controlled to be able to
The difference between the power generated at the highest fuel usage rate of the fuel cell system and the power generated at the predetermined fuel usage rate is the difference between the actual power demand and the predicted power demand. Fuel cell combined cycle system set to absorb differences.

The fuel cell combined cycle system according to any one of claims 1 to 3,
A fuel cell combined power generation system, wherein the fuel cell is a solid oxide fuel cell.

The fuel cell combined cycle system according to any one of claims 1 to 4,
The bottoming cycle system,
A gas turbine that is operated using the exhaust fuel gas and the exhaust oxidant gas,
A fuel cell combined power generation system comprising: a first power generator that generates power using the rotational force of the gas turbine.

The fuel cell combined cycle system according to any one of claims 1 to 5,
An exhaust heat recovery boiler operated using exhaust gas discharged from the gas turbine,
A steam turbine operated using steam generated by the exhaust heat recovery boiler,
A fuel cell combined power generation system, further comprising: a second generator connected to the steam turbine and generating power based on rotation of the steam turbine.

The fuel cell combined cycle system according to any one of claims 1 to 6,
The fuel cell combined cycle system wherein the fuel gas is at least one of hydrogen, methane, natural gas, and coal gasification gas.