JP2013040611A

JP2013040611A - Hybrid power generation system

Info

Publication number: JP2013040611A
Application number: JP2012208864A
Authority: JP
Inventors: Kenichiro Kosaka; 健一郎小阪; Yoshiaki Inoue; 好章井上; Hiroshi Tsukuda; 洋佃; Akira Hashimoto; 彰橋本; Osao Kudome; 長生久留; Katsumi Nagata; 勝巳永田
Original assignee: Electric Power Development Co Ltd; Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Current assignee: Electric Power Development Co Ltd; Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 2012-09-21
Filing date: 2012-09-21
Publication date: 2013-02-28
Anticipated expiration: 2021-07-19
Also published as: JP5536165B2

Abstract

【課題】既存の発電プラントをそのまま利用して、且つ燃料電池との複合発電システム
を構成し、発電プラントの効率を向上させる。
【解決手段】複合発電システムは、燃料電池２と発電プラント３とを有する。発電プラント３は、少なくともタービン本体、コンプレッサ部から成るガスタービン部５と、ガスタービンに高温・高圧の燃焼ガスを供給する燃焼部７と、燃料電池に燃料ガスを分配して供給する燃料ガス分配部８と、コンプレッサ部から加圧された酸化剤ガスを分配して燃料電池２に供給する酸化剤ガス分配部１０を有する。燃料ガス分配部８および酸化剤ガス分配部１０による分配の割合を制御する制御部１００であって、発電プラント３と燃料電池２の運転条件に基づいて燃料ガス分配部８における分配量を制御する。
【選択図】図１An existing power plant is used as it is, and a combined power generation system with a fuel cell is configured to improve the efficiency of the power plant.
A combined power generation system includes a fuel cell and a power plant. The power plant 3 includes a gas turbine unit 5 including at least a turbine body and a compressor unit, a combustion unit 7 that supplies high-temperature and high-pressure combustion gas to the gas turbine, and a fuel gas distribution that distributes and supplies the fuel gas to the fuel cell And an oxidant gas distribution unit 10 that distributes the oxidant gas pressurized from the compressor unit and supplies the oxidant gas to the fuel cell 2. A control unit 100 that controls the rate of distribution by the fuel gas distribution unit 8 and the oxidant gas distribution unit 10, and controls the distribution amount in the fuel gas distribution unit 8 based on the operating conditions of the power plant 3 and the fuel cell 2. .
[Selection] Figure 1

Description

本発明は、複合発電システムに関し、特に他の発電装置と共に複合発電を行う燃料電池に関する。 The present invention relates to a combined power generation system, and more particularly to a fuel cell that performs combined power generation together with another power generation apparatus.

燃料電池システムは、単独で運転する場合でも高効率運転が可能である。しかし、通常は、発生する熱や排ガスを利用するコジェネレーションシステムを組むことにより、より高効率なシステムとしての利用が考えられている。動作温度の低い固体高分子型やリン酸型の燃料電池では、発生する熱を利用する空調システムや給湯システムを一緒に組む例が、一般的である。一方、動作温度の高い溶融炭酸塩型や固体電解質型の燃料電池では、発生する高温（高圧）の排ガスを用いたガスタービンや蒸気タービンと組み合わせたシステムが提案されており研究が進んでいる。 The fuel cell system can be operated with high efficiency even when operated alone. However, normally, it is considered that a more efficient system can be used by assembling a cogeneration system that uses generated heat and exhaust gas. In a solid polymer type or phosphoric acid type fuel cell having a low operating temperature, an example in which an air conditioning system or a hot water supply system that uses generated heat is combined is common. On the other hand, in molten carbonate type fuel cells and solid electrolyte type fuel cells having a high operating temperature, a system in combination with a gas turbine or a steam turbine using generated high-temperature (high-pressure) exhaust gas has been proposed and researched.

一方で、溶融炭酸塩型や固体電解質型を用いる発電システムは、実績が非常に少ない。そのため、火力発電プラントのように広く普及するまでには至っていない。また、コジェネレーションシステムについては、他の発電方式のシステムの利用が始まった段階であり、燃料電池を利用したシステムの普及には時間がかかる状況に有る。そして、発電プラントの新設はコストが高くつくため、施設の増強（増設）の需要はあっても、新設の需要は少ない。そして、溶融炭酸塩型や固体電解質型を用いる新型プラントの設置は、技術リスクを伴うため、全くの新規設置の需要は少ない。 On the other hand, power generation systems using a molten carbonate type or a solid electrolyte type have very few results. Therefore, it has not reached wide spread like thermal power plants. As for the cogeneration system, the use of other power generation systems has started, and it is time-consuming to spread the system using fuel cells. And since new power plant construction is expensive, there is little demand for new construction even if there is demand for facility expansion (expansion). And since the installation of a new plant using a molten carbonate type or a solid electrolyte type involves a technical risk, there is little demand for a completely new installation.

複合発電システムに関連する技術が、特開２０００−３３１６９８号公報に開示されている。 A technique related to the combined power generation system is disclosed in Japanese Patent Laid-Open No. 2000-331698.

特開２０００−３３１６９８号公報JP 2000-331698 A

従って、本発明の目的は、既存の発電プラントをそのまま利用して、燃料電池との複合発電を構成することが可能な複合発電システムを提供することである。 Accordingly, an object of the present invention is to provide a combined power generation system capable of configuring combined power generation with a fuel cell by using an existing power generation plant as it is.

また、本発明の別の目的は、既存の発電プラントの効率を向上させることが可能な複合発電システムを提供することである。 Another object of the present invention is to provide a combined power generation system capable of improving the efficiency of an existing power plant.

また、本発明の別の目的は、既存の発電プラントの信頼性を損なうことなく、燃料電池を併設し、複合発電を行なうことが可能な複合発電システムを提供することである。 Another object of the present invention is to provide a combined power generation system capable of performing combined power generation with a fuel cell provided without impairing the reliability of an existing power plant.

更に、本発明の別の目的は、低コストで、複合発電を構成することが可能な複合発電システムを提供することである。 Furthermore, another object of the present invention is to provide a combined power generation system capable of configuring combined power generation at low cost.

また、本発明の他の目的は、既存プラント、あるいは、燃料電池のみを単独で運転することも可能である複合発電システムを提供することである。 Another object of the present invention is to provide a combined power generation system that can operate only an existing plant or a fuel cell alone.

更に、本発明の他の目的は、発電を停止することなく継続的に行うことが可能である複合発電システムを提供することである。 Furthermore, another object of the present invention is to provide a combined power generation system capable of continuously performing power generation without stopping.

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。 Hereinafter, means for solving the problem will be described using the numbers and symbols used in the embodiments of the present invention. These numbers and symbols are added to clarify the correspondence between the description of [Claims] and [Embodiments of the Invention]. However, these numbers and symbols should not be used for the interpretation of the technical scope of the invention described in [Claims].

従って、上記課題を解決するために、本発明の複合発電システムは、予め決められた第１の運転条件に最適化されていて、供給される燃料ガスを用いて発電する既設の発電プラント（３、５３）と、前記第１の運転条件に影響を与えることなく運転可能で、また予め決められた第２の運転条件で最適化されていて、供給される燃料ガスを用いて発電し、残余の燃料ガスを前記既設の発電プラント（３、５３）に供給する新設の燃料電池（４、５２）を含む燃料電池部（２、５１）と、前記燃料電池部（２、５１）と前記発電プラント（３、５３）に燃料ガスを供給可能な燃料ガス分配部（８、５５）と、前記第１の運転条件と前記第２の運転条件とに基づいて前記燃料電池部（２、５１）と前記発電プラント（３、５３）に供給される前記燃料ガスの量を決定し、その決定に基づいて前記燃料ガス分配部（８、５５）を制御する制御部（１００、１０１）とを具備する。 Therefore, in order to solve the above-mentioned problem, the combined power generation system of the present invention is optimized for a predetermined first operating condition, and an existing power plant (3 53), which can be operated without affecting the first operating condition, and is optimized under the predetermined second operating condition, and generates electric power using the supplied fuel gas, and the remainder A fuel cell unit (2,51) including a new fuel cell (4,52) for supplying the fuel gas to the existing power plant (3,53), the fuel cell unit (2,51) and the power generation A fuel gas distribution unit (8, 55) capable of supplying fuel gas to the plant (3, 53), and the fuel cell unit (2, 51) based on the first operating condition and the second operating condition And the fuel supplied to the power plant (3, 53) To determine the amount of gas, and a control unit (100, 101) for controlling the fuel gas distributor (8,55) based on the determination.

また、本発明の複合発電システムは、前記燃料電池部（２、５１）と前記発電プラント（３、５３）に酸化剤ガスを供給可能な酸化剤ガス分配部（１０、５７）を更に具備し、前記制御部（１００、１０１）は、前記第１の運転条件と前記第２の運転条件とに基づいて前記燃料電池部（２、５１）と前記発電プラント（３、５３）に供給される前記酸化剤ガスの量を決定し、その決定に基づいて前記酸化剤ガス分配部（１０、５７）を制御する。 The combined power generation system of the present invention further includes an oxidant gas distribution unit (10, 57) capable of supplying an oxidant gas to the fuel cell unit (2, 51) and the power plant (3, 53). The control unit (100, 101) is supplied to the fuel cell unit (2, 51) and the power plant (3, 53) based on the first operating condition and the second operating condition. The amount of the oxidant gas is determined, and the oxidant gas distribution unit (10, 57) is controlled based on the determination.

また、本発明の複合発電システムは、前記発電プラントは、ガスタービン（５）を具備する。 In the combined power generation system of the present invention, the power plant includes a gas turbine (5).

更に、本発明の複合発電システムは、前記発電プラントは、更に、排熱回収ボイラ（４１）を具備する。 Furthermore, in the combined power generation system of the present invention, the power plant further includes an exhaust heat recovery boiler (41).

更に、本発明の複合発電システムは、前記発電プラントは、ボイラ（５４）を具備する。 Furthermore, in the combined power generation system of the present invention, the power plant includes a boiler (54).

更に、本発明の複合発電システムは、前記燃料電池（４、５２）は、固定電解質型燃料電池である。 Furthermore, in the combined power generation system of the present invention, the fuel cell (4, 52) is a fixed electrolyte fuel cell.

発明により、既存の発電プラントをそのまま利用して、且つ燃料電池との複合発電システムを構成し、発電プラントの効率を向上させることが可能となる。 The invention makes it possible to improve the efficiency of a power plant by using an existing power plant as it is and configuring a combined power generation system with a fuel cell.

本発明である複合発電システムの第１の実施の形態の構成を示す図である。It is a figure which shows the structure of 1st Embodiment of the combined power generation system which is this invention. 本発明である複合発電システムにおけるベースプラントの効率と燃料電池トッピングシステムを追設した場合の最大効率との関係を示すグラフである。It is a graph which shows the relationship between the efficiency of the base plant in the combined power generation system which is this invention, and the maximum efficiency at the time of adding a fuel cell topping system. 本発明である複合発電システムの第１の実施の形態の他の構成を示す図である。It is a figure which shows the other structure of 1st Embodiment of the combined power generation system which is this invention. 本発明である複合発電システムの第２の実施の形態の構成を示す図である。It is a figure which shows the structure of 2nd Embodiment of the combined power generation system which is this invention.

以下、本発明である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。
本実施例において、ガスタービンとの複合発電に使用される複合発電システムを例に示して説明するが、燃料電池との組合せで複合的に発電が可能な他の発電プラントにおいても、適用可能である。 Hereinafter, embodiments of a combined power generation system according to the present invention will be described with reference to the accompanying drawings.
In this embodiment, a combined power generation system used for combined power generation with a gas turbine will be described as an example. However, the present invention can also be applied to other power plants capable of generating power in combination with a fuel cell. is there.

（実施例１）
図１は、本発明である複合発電システムの第１の実施の形態の構成を示す構成図である。
図１は、既設のガスタービン関連設備あるいはそれらの改造したものと、新設の燃料電池トッピングシステムとからなる。
新設の燃料電池トッピングシステムは、燃料ガス分配部８、燃料ガスバイパスライン２３、燃料電池部２、酸化剤ガス分配部Ａ９、酸化剤ガスバイパスラインＡ２７、酸化剤ガス分配部Ｂ１０、燃焼ガスバイパスライン３０、燃焼ガス混合部１１及び制御部１００を具備する。ここで、燃料電池部２は、電池用燃料ガスライン２２−１〜２２−２と電池用酸化剤ガスライン２６−１〜２６−２と燃料電池本体４とを有する。 Example 1
FIG. 1 is a configuration diagram showing the configuration of the first embodiment of the combined power generation system according to the present invention.
FIG. 1 includes existing gas turbine-related facilities or modifications thereof, and a new fuel cell topping system.
The new fuel cell topping system includes a fuel gas distribution unit 8, a fuel gas bypass line 23, a fuel cell unit 2, an oxidant gas distribution unit A9, an oxidant gas bypass line A27, an oxidant gas distribution unit B10, and a combustion gas bypass line. 30, a combustion gas mixing unit 11 and a control unit 100 are provided. Here, the fuel cell unit 2 includes battery fuel gas lines 22-1 to 22-2, battery oxidant gas lines 26-1 to 26-2, and a fuel cell body 4.

また、既設のガスタービン関連設備あるいはそれらの改造したものは、燃料ガス供給管２１、酸化剤ガス供給管２４、ガスタービン部３、酸化剤ガスバイパスラインＢ２８、燃焼部７、燃焼ガスライン３１を具備する。ここで、ガスタービン部３は、タービン用酸化剤ガスライン２５−１〜２５−２とタービン用燃焼ガスライン２９−１〜２９−２とガスタービン本体５と発電機６とを有する。そして、ガスタービン本体５は、タービン部５−１とコンプレッサ部５−２と駆動軸５−３を含む。 Further, existing gas turbine-related facilities or modified ones thereof include a fuel gas supply pipe 21, an oxidant gas supply pipe 24, a gas turbine part 3, an oxidant gas bypass line B28, a combustion part 7, and a combustion gas line 31. It has. Here, the gas turbine unit 3 includes turbine oxidant gas lines 25-1 to 25-2, turbine combustion gas lines 29-1 to 29-2, a gas turbine body 5, and a generator 6. And the gas turbine main body 5 contains the turbine part 5-1, the compressor part 5-2, and the drive shaft 5-3.

従来、燃料電池と、ガスタービンのような既存発電プラントとを組み合わせる複合発電システムは、どちらも設備を新設し、且つ同時に組み合わせて運転することが前提である。従って、装置の設計は、同時運転を前提として最適な設計が成される。
しかし、本発明の複合発電システムにおいては、単独運転を前提として設計されている既設のガスタービン（ガスタービン部３）や蒸気タービンのような発電プラントが対象である。そして、それら既存設備に対して、新規に燃料電池（燃料電池部２）を併設し、高効率な複合発電システムとして運用可能にする点が、従来技術と大きく異なる点である。 Conventionally, a combined power generation system that combines a fuel cell and an existing power generation plant such as a gas turbine is premised on newly installing facilities and operating them in combination at the same time. Therefore, the optimum design of the apparatus is made on the premise of simultaneous operation.
However, in the combined power generation system of the present invention, an existing power turbine such as an existing gas turbine (gas turbine unit 3) or a steam turbine designed on the assumption of single operation is an object. And the point which makes a new fuel cell (fuel cell part 2) side by side with respect to those existing facilities, and enables it to operate | move as a highly efficient combined power generation system is a point which is a big difference from a prior art.

本発明の複合発電システムは、主に、燃料電池部２及び既存設備への対応機器からなる。そして、燃料電池トッピングシステムを既存の発電システムに付加する（トッピングする）ことにより、既設のガスタービンや蒸気タービンのような発電プラントの発電効率を向上させることが可能となる。また、既存の発電プラントのみの運転又は燃料電池のみの運転が可能であり、継続的な発電を行うことが可能である。加えて、既設の発電プラントに対する改良工事が少なく設置が容易である。 The combined power generation system of the present invention mainly includes a fuel cell unit 2 and devices compatible with existing facilities. By adding (topping) the fuel cell topping system to the existing power generation system, it is possible to improve the power generation efficiency of a power plant such as an existing gas turbine or steam turbine. In addition, it is possible to operate only an existing power plant or only a fuel cell, and it is possible to perform continuous power generation. In addition, there are few improvements to the existing power plant and it is easy to install.

図１の各構成について説明する。
燃料ガス供給管２１は、燃料ガス分配部８に接続している。そして、図示しない燃料供給部より燃料ガスを燃料ガス分配部８へ供給する配管である。
燃料ガス分配部８は、燃料ガス供給管２１と燃料ガスバイパスライン２３と電池用燃料ガスライン２２−１とに接続している。そして、燃料ガス供給管２１から供給された燃料ガスを、燃料電池部２向けとガスタービン部３向け（＝燃焼部７向け）とに分配し送出する。分配の割合（量）は、制御部１００により制御される。
燃料ガスバイパスライン２３は、一端部を燃料ガス分配部８に、他端部を燃焼部７に接続している。そして、燃料ガス分配部８から送出された燃料ガスを燃焼部７へ送る配管である。 Each configuration of FIG. 1 will be described.
The fuel gas supply pipe 21 is connected to the fuel gas distribution unit 8. A pipe for supplying fuel gas to the fuel gas distribution unit 8 from a fuel supply unit (not shown).
The fuel gas distributor 8 is connected to the fuel gas supply pipe 21, the fuel gas bypass line 23, and the battery fuel gas line 22-1. Then, the fuel gas supplied from the fuel gas supply pipe 21 is distributed and sent to the fuel cell unit 2 and the gas turbine unit 3 (= to the combustion unit 7). The distribution ratio (amount) is controlled by the control unit 100.
The fuel gas bypass line 23 has one end connected to the fuel gas distribution unit 8 and the other end connected to the combustion unit 7. The piping is configured to send the fuel gas sent from the fuel gas distribution unit 8 to the combustion unit 7.

酸化剤ガス供給管２４は、酸化剤ガス分配部Ａ９に接続している。そして、図示しない酸化剤供給部より酸化剤ガスを酸化剤ガス分配部Ａ９へ供給する配管である。
酸化剤ガス分配部Ａ９は、酸化剤ガス供給管２４と酸化剤ガスバイパスラインＡ２７とタービン用酸化剤ガスライン２５−１とに接続している。そして、酸化剤ガス供給管２４から供給された酸化剤ガスを、燃料電池部２向け（但し、ガスタービン部３が停止中の場合）とガスタービン部３向けとに分配し送出する。分配の割合（量）は、制御部１００により制御される。
酸化剤ガスバイパスラインＡ２７は、一端部を酸化剤ガス分配部Ａ９に、他端部を酸化剤ガス分配部Ｂ１０に接続している。そして、酸化剤ガス分配部Ａ９から送出された酸化剤ガスを酸化剤ガス分配部Ｂ１０に送る配管である。これは、ガスタービン部３が停止し、且つ燃料電池部３が稼動中に、燃料電池へ酸化剤ガスを送るための管である。 The oxidant gas supply pipe 24 is connected to the oxidant gas distributor A9. And it is piping which supplies oxidizing gas to oxidizing agent gas distribution part A9 from the oxidizing agent supply part which is not illustrated.
The oxidant gas distribution part A9 is connected to the oxidant gas supply pipe 24, the oxidant gas bypass line A27, and the turbine oxidant gas line 25-1. Then, the oxidant gas supplied from the oxidant gas supply pipe 24 is distributed and sent to the fuel cell unit 2 (when the gas turbine unit 3 is stopped) and the gas turbine unit 3. The distribution ratio (amount) is controlled by the control unit 100.
The oxidant gas bypass line A27 has one end connected to the oxidant gas distribution part A9 and the other end connected to the oxidant gas distribution part B10. And it is piping which sends the oxidant gas sent out from oxidant gas distribution part A9 to oxidant gas distribution part B10. This is a pipe for sending the oxidant gas to the fuel cell while the gas turbine unit 3 is stopped and the fuel cell unit 3 is in operation.

酸化剤ガス分配部Ｂ１０は、酸化剤ガスバイパスラインＡ２７とタービン用酸化剤ガスライン２５−２と電池用酸化剤ガスライン２６−１と酸化剤ガスバイパスラインＢ２８とに接続している。そして、ガスタービン部３が稼動中の場合、タービン用酸化剤ガスライン２５−２からの加圧された酸化剤ガスを電池用酸化剤ガスライン２６−１へ供給し、運転状況に応じて、一部を燃焼部７へ直接供給する。ガスタービン部３が停止中であって燃料電池部２が動いている場合、酸化剤ガスバイパスラインＡ２７からの酸化剤ガスを電池用酸化剤ガスライン２６−１へ供給する。分配の割合（量）は、制御部１００により制御される。
酸化剤ガスバイパスラインＢ２８は、酸化剤ガス分配部Ｂ１０と燃焼部７とに接続されている。そして、酸化剤ガス分配部Ｂ１０からの酸化剤ガスを燃焼部７へ送る配管である。 The oxidant gas distributor B10 is connected to the oxidant gas bypass line A27, the turbine oxidant gas line 25-2, the battery oxidant gas line 26-1, and the oxidant gas bypass line B28. When the gas turbine unit 3 is in operation, the pressurized oxidant gas from the turbine oxidant gas line 25-2 is supplied to the battery oxidant gas line 26-1, A part is supplied directly to the combustion section 7. When the gas turbine unit 3 is stopped and the fuel cell unit 2 is moving, the oxidant gas from the oxidant gas bypass line A27 is supplied to the battery oxidant gas line 26-1. The distribution ratio (amount) is controlled by the control unit 100.
The oxidant gas bypass line B28 is connected to the oxidant gas distribution part B10 and the combustion part 7. And it is piping which sends oxidant gas from oxidant gas distribution part B10 to combustion part 7.

燃焼部７は、電池用燃料ガスライン２２−２と、電池用酸化剤ガスライン２６−２と、酸化剤ガスバイパスラインＢ２８と、燃料ガスバイパスライン２３とタービン用燃焼ガスライン２９−１と燃焼ガスバイパスライン３０とに接続している。燃料電池部２からの使用済みの燃料ガスである排燃料ガス（電池用燃料ガスライン２２−２経由）、使用済みの酸化剤ガスである排酸化剤ガス（電池用酸化剤ガスライン２６−２経由）、酸化剤ガス分配部Ｂ１０からの酸化剤ガス（酸化剤ガスバイパスラインＢ２８経由、但し、運転状況に応じて）、燃料ガス分配部８からの燃料ガス（燃料ガスバイパスライン２３経由、但し、運転状況に応じて）の供給を受けて、それらを燃焼する燃焼装置である。燃焼により形成される高温・高圧の燃焼ガスはガスタービン部３（タービン用燃焼ガスライン２９−１経由）へ送出される。ガスタービン部３が停止中の場合には、燃焼ガス混合部１１（燃焼ガスバイパスライン３０経由）へ送出される。燃焼の制御は、制御部１００により行なわれる。 The combustion section 7 is combusted with a battery fuel gas line 22-2, a battery oxidant gas line 26-2, an oxidant gas bypass line B28, a fuel gas bypass line 23, and a turbine combustion gas line 29-1. The gas bypass line 30 is connected. Waste fuel gas that is used fuel gas from the fuel cell unit 2 (via the battery fuel gas line 22-2), exhaust oxidant gas that is used oxidant gas (battery oxidant gas line 26-2) ), Oxidant gas from the oxidant gas distribution unit B10 (via the oxidant gas bypass line B28, depending on operating conditions), fuel gas from the fuel gas distribution unit 8 (via the fuel gas bypass line 23, but , Depending on the operating conditions), and a combustion device that burns them. High-temperature and high-pressure combustion gas formed by the combustion is sent to the gas turbine section 3 (via the turbine combustion gas line 29-1). When the gas turbine unit 3 is stopped, the gas turbine unit 3 is sent to the combustion gas mixing unit 11 (via the combustion gas bypass line 30). Control of combustion is performed by the control unit 100.

燃焼ガスバイパスライン３０は、一端部を燃焼部７に、他端部を燃焼ガス混合部１１に接続している。そして、燃料電池部２の単独運転時には、燃焼部７で生成した燃焼ガスを燃焼ガス混合部１１へ送る配管である。
燃焼ガス混合部１１は、燃焼ガスバイパスライン３０とタービン用燃焼ガスライン２９−２とが接続されている。それらから供給された燃焼ガスをまとめて、燃焼ガスライン３１へ送出する。
燃焼ガスライン３１は、一端部を燃焼ガス混合部１１に接続されている。そこから供給された燃焼ガスを外部あるいは他の設備へ送出するための管である。 The combustion gas bypass line 30 has one end connected to the combustion unit 7 and the other end connected to the combustion gas mixing unit 11. And it is piping which sends the combustion gas produced | generated by the combustion part 7 to the combustion gas mixing part 11 at the time of single operation of the fuel cell part 2. FIG.
The combustion gas mixing unit 11 is connected to a combustion gas bypass line 30 and a turbine combustion gas line 29-2. Combustion gases supplied from them are collected and sent to the combustion gas line 31.
One end of the combustion gas line 31 is connected to the combustion gas mixing unit 11. This is a pipe for sending the combustion gas supplied from there to the outside or other equipment.

制御部１００は、発電プラント（本実施例では、ガスタービン部３）の運転条件（第１の運転条件）と、燃料電池部２の運転条件（第２の運転条件）とに基づいて、燃料電池部２とガスタービン部３に供給される燃料ガス及び酸化剤ガスの量を決定する。そして、その決定に基づいて燃料ガス分配部８における燃料ガスの分配の制御を行なう。それと共に、酸化剤ガス分配部Ｂ１０における高温高圧の酸化剤ガスの分配の制御を行なう。また、ガスタービン部３の運転条件に基づいて、燃焼部７の燃焼を制御する。そして、既設のガスタービンの運転と、燃料電池の運転とが、効率良く運転できるように制御を行なう。 The control unit 100 generates fuel based on the operating condition (first operating condition) of the power plant (in this embodiment, the gas turbine unit 3) and the operating condition (second operating condition) of the fuel cell unit 2. The amounts of fuel gas and oxidant gas supplied to the battery unit 2 and the gas turbine unit 3 are determined. Based on the determination, the distribution of the fuel gas in the fuel gas distributor 8 is controlled. At the same time, the distribution of the high-temperature and high-pressure oxidant gas in the oxidant gas distribution unit B10 is controlled. Further, the combustion of the combustion unit 7 is controlled based on the operating conditions of the gas turbine unit 3. And control is performed so that the operation of the existing gas turbine and the operation of the fuel cell can be efficiently performed.

燃料電池部２は、燃料ガス及び酸化剤ガスにより、電気化学作用で発電を行う燃料電池である。溶融炭酸塩型や固体電解質型の燃料電池である。本実施例では、固体電解質型である。後述の第２の運転条件により、最適な運転（高効率運転）が可能である。
ここで、燃料電池部２の燃料電池本体４は、電池用燃料ガスライン２２−１を経由して燃料ガスを供給され、且つ電池用酸化剤ガスライン２６−１経由で酸化剤ガスを供給される。そして、燃料電池本体４は、燃料ガス及び酸化剤ガスを用いた電気化学反応により発電を行なう。発電後、使用済みの排燃料ガスを電池用燃料ガスライン２２−２経由で、使用済みの排酸化剤ガスを電池用酸化剤ガスライン２６−２経由で、それぞれ燃焼部７へ送出する。 The fuel cell unit 2 is a fuel cell that generates power by electrochemical action using a fuel gas and an oxidant gas. It is a molten carbonate type or solid electrolyte type fuel cell. In this embodiment, it is a solid electrolyte type. Optimal operation (high-efficiency operation) is possible under the second operation condition described later.
Here, the fuel cell body 4 of the fuel cell unit 2 is supplied with fuel gas via the battery fuel gas line 22-1 and supplied with oxidant gas via the battery oxidant gas line 26-1. The The fuel cell main body 4 generates power by an electrochemical reaction using fuel gas and oxidant gas. After power generation, the used exhaust fuel gas is sent to the combustion section 7 via the battery fuel gas line 22-2 and the used exhaust oxidant gas is sent via the battery oxidant gas line 26-2.

また、ガスタービン部３は、タービン用酸化剤ガスライン２５−１から酸化剤ガスを供給される。そして、コンプレッサ部５−２の回転力により酸化剤ガスを圧縮し高圧とし、タービン用酸化剤ガスライン２５−２へ送出する。また、燃焼部７で生成された高温高圧の燃焼ガスを、タービン用燃焼ガスライン２９−１経由で供給され、タービン部５−１が回転する。その回転力は駆動軸５−３により、発電機６及びコンプレッサ部５−２へ伝達され、コンプレッサ部５−２が回転し、発電機６が発電する。タービン部５−１から排出された排燃焼ガスは、タービン用燃焼ガスライン２９−２経由で燃焼ガス混合部１１へ送出される。設計時に、最適な運転条件（あるいは運転範囲：第１の運転条件）が決定されており、それに基づいて運転することにより、最適な運転（高効率運転）が可能である。 Further, the gas turbine unit 3 is supplied with an oxidant gas from an oxidant gas line 25-1 for the turbine. Then, the oxidant gas is compressed by the rotational force of the compressor unit 5-2 to a high pressure, and is sent to the turbine oxidant gas line 25-2. Further, the high-temperature and high-pressure combustion gas generated in the combustion unit 7 is supplied via the turbine combustion gas line 29-1, and the turbine unit 5-1 rotates. The rotational force is transmitted to the generator 6 and the compressor unit 5-2 by the drive shaft 5-3, the compressor unit 5-2 rotates, and the generator 6 generates power. The exhaust combustion gas discharged from the turbine section 5-1 is sent to the combustion gas mixing section 11 via the turbine combustion gas line 29-2. The optimum operating conditions (or operating range: first operating conditions) are determined at the time of design, and the optimum operation (high-efficiency operation) is possible by operating based on that.

酸化剤ガスは、酸素を含むガスである。本実施例では、空気である。
燃料ガスは、水素を含むガスや、ＬＮＧ及びＬＰＧのような炭化水素を含む可燃性のガスである。本実施例では、メタンガスである。 The oxidant gas is a gas containing oxygen. In this embodiment, it is air.
The fuel gas is a gas containing hydrogen or a combustible gas containing hydrocarbons such as LNG and LPG. In this embodiment, it is methane gas.

ここで、本発明おける燃料の制御の考え方について説明する。
本発明においては、ベースとなる発電プラントに、燃料電池トッピングシステムを追加する。本実施例では、図１に示すように、発電（ベース）プラントとして、ガスタービン（ガスタービンコンバインドサイクル、ＧＴＣＣのガスタービン）、燃料電池トッピングシステムとして、固体電解質型の燃料電池（以下、「ＳＯＦＣ」という）を追加する。 Here, the concept of fuel control in the present invention will be described.
In the present invention, a fuel cell topping system is added to the base power plant. In this embodiment, as shown in FIG. 1, as a power generation (base) plant, a gas turbine (gas turbine combined cycle, GTCC gas turbine), and as a fuel cell topping system, a solid electrolyte fuel cell (hereinafter referred to as “SOFC”). ").

図１を参照して、発電（ベース）プラントであるガスタービン部３で使用している燃料ガスを、通常と同量ＳＯＦＣへ投入すると、ＳＯＦＣの出力Ｗ_ＳＯ（Ｗ）の分の熱量が、下流側のガスタービン部３で不足する。従って、燃料ガス分配部８へ投入する燃料ガスを増量し、ガスタービン部３において燃料ガスが不足し無いようにする。ガスタービン部３へ（タービン用燃焼ガスライン２９−１経由で）投入する燃料（燃焼ガス）の単位時間あたりの発熱量をＱ_０とすると、燃料ガス分配部８へ供給される燃料ガスの単位時間あたりの発熱量は、Ｑ＝Ｑ_０＋Ｗ_ＳＯとなる。
燃料ガスは、全量をＳＯＦＣへ供給しても良いが、ＳＯＦＣの容量が小さく、充分な燃料ガス流量を確保できない場合を考慮し、ＳＯＦＣで使用しない分の内、必要に応じて適当な量の燃料ガスを燃料ガスバイパスライン２３により燃焼部７へバイパスさせる。そして、排燃料ガス及び排酸化剤ガスの燃焼の追い焚き燃料として用いる。
ＳＯＦＣに供給する酸化剤ガス（空気）は、ベースプラントであるガスタービン部３の燃焼部７投入前の空気である。ＳＯＦＣの最大容量はベースプラントが供給可能な空気量で定まる。
なお、概数で述べれば、通常のボイラの場合、投入空気量は理論空気量の１〜１．２倍程度、ガスタービンでは、２〜２．５倍程度であり、ＳＯＦＣの場合は、現状の研究用モジュールで６．７倍、実証プラントで３．３倍程度である。 Referring to FIG. 1, when the fuel gas used in the gas turbine section 3 that is a power generation (base) plant is input to the SOFC in the same amount as usual, the amount of heat corresponding to the output W _SO (W) of the SOFC is There is a shortage in the gas turbine section 3 on the downstream side. Therefore, the amount of fuel gas to be introduced into the fuel gas distribution unit 8 is increased so that the fuel gas does not run out in the gas turbine unit 3. When the heating value per unit time to the gas turbine unit 3 (via a turbine combustion gas line 29-1) fuel to be introduced (combustion gas) and Q _0, the unit of the fuel gas supplied to the fuel gas distributor 8 The amount of heat generated per hour is Q = Q ₀ + W _SO .
The entire amount of fuel gas may be supplied to the SOFC. However, considering the case where the SOFC capacity is small and sufficient fuel gas flow rate cannot be secured, an appropriate amount of fuel gas can be used as necessary within the amount not used in SOFC. The fuel gas is bypassed to the combustion unit 7 by the fuel gas bypass line 23. And it uses as a fuel for replenishing combustion of exhaust fuel gas and exhaust oxidant gas.
The oxidant gas (air) supplied to the SOFC is air before the combustion section 7 of the gas turbine section 3 that is a base plant is charged. The maximum capacity of SOFC is determined by the amount of air that the base plant can supply.
In addition, in terms of approximate numbers, in the case of a normal boiler, the input air amount is about 1 to 1.2 times the theoretical air amount, in the case of a gas turbine, about 2 to 2.5 times, and in the case of SOFC, It is about 6.7 times for the research module and about 3.3 times for the demonstration plant.

複合発電システムの効率は、以下の通り計算される。
発電（ベース）プラントの投入発熱量：Ｑ_０（Ｗ）
発電プラントの出力：
Ｗ_０＝η_０Ｑ_０（１）
発電プラントの発電効率：η_０
発電プラントの空気比：λ_０
ＳＯＦＣの出力：Ｗ_ＳＯ（Ｗ）
ＳＯＦＣの単体効率：η_ＳＯ
ＳＯＦＣの空気比：λ_ＳＯ
ＳＯＦＣの発電プラントに対する出力比：
φ＝Ｗ_ＳＯ／Ｗ_０（２）
プラント全体への投入燃料：
Ｑ＝Ｑ_０＋Ｗ_ＳＯ（３）
プラント全体の出力：Ｗ_０＋Ｗ_ＳＯ
プラント全体の効率：
η＝（Ｗ_０＋Ｗ_ＳＯ）／（Ｑ_０＋Ｗ_ＳＯ）
＝η_０（１＋φ）／（１＋φη_０）（４）
単位燃料発熱量あたりの理論燃焼空気量をｍ_Ａ０（（Ｎｍ^３／Ｈｒ）／（Ｗ））とする。
発電プラントの消費空気量：λ_０ｍ_Ａ０Ｑ_０（Ｎｍ^３／Ｈｒ）
ＳＯＦＣの消費空気量：λ_ＳＯｍ_Ａ０Ｗ_ＳＯ（Ｎｍ^３／Ｈｒ）
ＳＯＦＣの最大出力容量：Ｗ_{ＳＯ，ｍａｘ}（Ｗ）
ＳＯＦＣの最大出力容量時は、発電プラントの空気量を全て使用するので、
λ_０ｍ_Ａ０Ｑ_０＝λ_ＳＯｍ_Ａ０Ｗ_{ＳＯ，ｍａｘ}／η_ＳＯ（５）
ＳＯＦＣの最大出力比：
φ_ｍａｘ＝Ｗ_{ＳＯ，ｍａｘ}／Ｗ_０
＝η_ＳＯλ_０／η_０λ_ＳＯ（６）
従って複合発電システムの最大効率は次式で示される。
プラントの最大効率：
η_ｍａｘ＝（η_０λ_ＳＯ＋η_ＳＯλ_０）／（λ_ＳＯ＋η_ＳＯλ_０）
（７） The efficiency of the combined power generation system is calculated as follows.
Calorific value of power generation (base) plant: Q ₀ (W)
Power plant output:
W ₀ = η ₀ Q ₀ (1)
Power generation efficiency of power plant: η ₀
Power plant air ratio: λ ₀
SOFC output: W _SO (W)
SOFC unit efficiency: η _SO
SOFC air ratio: λ _SO
Output ratio of SOFC to power plant:
_{_{φ = W SO / W 0 (}} 2)
Fuel input to the entire plant:
Q = Q ₀ + W _SO (3)
Total plant output: W ₀ + W _SO
Overall plant efficiency:
η = (W ₀ + W _SO ) / (Q ₀ + W _SO )
= Η ₀ (1 + φ) / (1 + φη ₀ ) (4)
The theoretical combustion air amount per unit fuel heating value is m _A0 ((Nm ³ / Hr) / (W)).
Power plant air consumption: λ ₀ m _A0 Q ₀ (Nm ³ / Hr)
Air consumption of SOFC: λ _SO m _A0 W _SO (Nm ³ / Hr)
Maximum output capacity of SOFC: W _{SO, max} (W)
At the maximum output capacity of SOFC, all the air amount of the power plant is used.
λ ₀ m _A0 Q ₀ = λ _SO m _A0 W _{SO, max} / η _SO (5)
Maximum output ratio of SOFC:
φ _max = W _{SO, max} / W ₀
= Η _SO λ ₀ / η ₀ λ _SO (6)
Therefore, the maximum efficiency of the combined power generation system is expressed by the following equation.
Maximum plant efficiency:
η _max = (η ₀ λ _SO + η _SO λ ₀ ) / (λ _SO + η _SO λ ₀ )
(7)

図２に、以上をまとめて、発電プラントの発電効率と燃料電池トッピングシステムの追加により得られる最大発電効率の関係を示す。図２は、縦軸は最大発電効率η_ｍａｘであり、横軸は、Ｂａｓｅ（ベース、発電）プラントの効率η_０である。また、グラフ上の曲線の内、実線は発電プラントの空気比λ_０＝３、破線はλ_０＝２、点線はλ_０＝１の場合の曲線である。一点鎖線はη_０＝η_ｍａｘ（燃料電池トッピングシステムの追設無し）を示す。なお、ＳＯＦＣの空気比λ_ＳＯ＝３．３（実証プラントベース）としている。ボイラの空気比は概略１程度で、発電効率は４０％程度、ガスタービンは、２〜３程度で、ＧＴＣＣの発電効率は、現状最大の５０％として、それぞれプロットしている。ボイラへの燃料電池トッピングシステムの追設（実施例２）で約９％、ＧＴＣＣへの追設（実施例１）で、１３〜１７％の発電効率の向上を図ることが出来る。 FIG. 2 summarizes the above and shows the relationship between the power generation efficiency of the power plant and the maximum power generation efficiency obtained by adding the fuel cell topping system. In FIG. 2, the vertical axis represents the maximum power generation efficiency η _max , and the horizontal axis represents the efficiency η ₀ of the Base (base, power generation) plant. Of the curves on the graph, the solid line is a curve when the air ratio λ ₀ = 3 of the power plant, the broken line is λ ₀ = 2 and the dotted line is λ ₀ = 1. The alternate long and short dash line indicates η ₀ = η _max (no additional fuel cell topping system). The SOFC air ratio λ _SO = 3.3 (based on the demonstration plant). The air ratio of the boiler is about 1, the power generation efficiency is about 40%, the gas turbine is about 2 to 3, and the power generation efficiency of GTCC is plotted as 50%, the maximum at present. It is possible to improve the power generation efficiency by about 9% by adding the fuel cell topping system to the boiler (Example 2) and by 13 to 17% by adding the fuel cell topping system to the GTCC (Example 1).

ＳＯＦＣの運転条件（第２の運転条件）でのＳＯＦＣの出力（Ｗ_ＳＯ）と、発電プラントの運転条件（第１の運転条件）に必要な投入発熱量（Ｑ_０）とから求められる上記式（３）の条件（Ｑ＝Ｑ_０＋Ｗ_ＳＯ）を満足する、すなわち、（３）式に基づいて、燃料ガスの供給あるいは運転を制御する。そうすると、発電プラントのヒートバランスの変化は無く、発電プラントは運転制御に制限を受けない。すなわち、ＳＯＦＣの運転条件（第２の運転条件）と、発電プラントの運転条件（第１の運転条件）とが同時に満足されることになる。そして、トッピングＳＯＦＣの追設により既存プラントは出力の増大及び効率の向上を果たすことが出来る。
また、プラントの発電効率は、ＳＯＦＣの出力が増大するにつれて増加するが、最大値は式（６）で規定される。 The above formula obtained from the SOFC output (W _SO ) under the SOFC operating condition (second operating condition) and the input calorific value (Q ₀ ) required for the operating condition (first operating condition) of the power plant The condition (Q) (Q = Q ₀ + W _SO ) is satisfied, that is, the supply or operation of the fuel gas is controlled based on the expression (3). Then, there is no change in the heat balance of the power plant, and the power plant is not restricted by the operation control. That is, the operating condition (second operating condition) of the SOFC and the operating condition (first operating condition) of the power plant are satisfied at the same time. And, by adding a topping SOFC, the existing plant can increase the output and improve the efficiency.
Further, the power generation efficiency of the plant increases as the SOFC output increases, but the maximum value is defined by Equation (6).

次に、本発明である複合発電システムの第１の実施の形態における動作について、図面を参照して説明する。
まず、図１を参照して、起動の動作について説明する。
１）ガスタービンの起動
燃料ガス：
（ｉ）燃料ガスを、燃料ガス供給管２１経由で燃料ガス分配部８へ供給する。供給量は、ガスタービンの従来の起動に際し、初期に供給される燃料ガスの量である。
（ｉｉ）燃料ガス分配部８において、全ての燃料ガスを、燃料ガスバイパスライン２３を経由して燃焼部７へ供給するように設定する。
酸化剤ガス：
（ｉｉｉ）一方、酸化剤ガスを、酸化剤ガス供給管２４経由で酸化剤ガス分配部Ａ９へ供給する。供給量は、ガスタービンの従来の起動に際し、初期に供給される酸化剤ガスの量である。
（ｉｖ）酸化剤ガス分配部Ａ９において、すべての酸化剤ガスを、タービン用酸化剤ガスライン２５−１経由でガスタービン部３のコンプレッサ部９へ供給するように設定する。
（ｖ）また、コンプレッサ部９を経由した全ての酸化剤ガスを、タービン用酸化剤ガスライン２５−２経由で酸化剤ガス分配部Ｂ１０に送出した後、酸化剤ガス分配部Ｂ１０において、酸化剤ガスバイパスラインＢ２８を経由して燃焼部７へ供給するように設定する。
以上のように、燃料ガス及び酸化剤ガスについて、１００％ＳＯＦＣをバイパスさせ、発電プラントであるガスタービンへ供給するように設定して、ガスタービンを起動する。１００％のバイパスなので、燃料電池を設置していないのと同じである。よって、ガスタービンの起動は、ガスタービンの従来の起動動作を踏襲することが出来る。
２）ガスタービン起動後のＳＯＦＣの起動
（ｖｉ）酸化剤ガス分配部Ｂ１０において、ＳＯＦＣをバイパスする酸化剤ガスの量（酸化剤ガスバイパスラインＢ２８を経由する酸化剤ガス）を少しずつ減少すると共に、ＳＯＦＣへ供給する酸化剤ガス（電池用酸化剤ガスライン２６−１を経由する酸化剤ガス）を徐々に増加させる。
（ｖｉｉ）それに合わせて、燃料ガス分配部８へ供給する燃料ガスの量を少しずつ増加し、増加分をＳＯＦＣへ向けて、電池用燃料ガスライン２２−１へ送出する。
以上のように、ＳＯＦＣの起動は、燃料ガス及び酸化剤ガスを除々に増加させて行なう。この起動プロセス自体は、従来のＳＯＦＣの起動プロセスと同様に行うことが出来る。すなわち、ガスタービンの運転にほとんど影響を与えることなく、ＳＯＦＣを起動することが出来る。 Next, the operation of the combined power generation system according to the first embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings.
First, the activation operation will be described with reference to FIG.
1) Gas turbine startup fuel gas:
(I) The fuel gas is supplied to the fuel gas distributor 8 via the fuel gas supply pipe 21. The supply amount is the amount of fuel gas that is initially supplied when the gas turbine is conventionally started.
(Ii) The fuel gas distribution unit 8 is set so that all the fuel gas is supplied to the combustion unit 7 via the fuel gas bypass line 23.
Oxidant gas:
(Iii) On the other hand, the oxidant gas is supplied to the oxidant gas distributor A9 via the oxidant gas supply pipe 24. The supply amount is the amount of oxidant gas supplied at the initial stage when the gas turbine is conventionally started.
(Iv) In the oxidant gas distribution part A9, all oxidant gases are set to be supplied to the compressor part 9 of the gas turbine part 3 via the turbine oxidant gas line 25-1.
(V) Further, after all the oxidant gas that has passed through the compressor unit 9 is sent to the oxidant gas distribution unit B10 via the oxidant gas line 25-2 for the turbine, the oxidant gas distribution unit B10 receives the oxidant gas. It sets so that it may supply to the combustion part 7 via gas bypass line B28.
As described above, the fuel gas and the oxidant gas are set so that 100% SOFC is bypassed and supplied to the gas turbine that is the power plant, and the gas turbine is started. Since it is 100% bypass, it is the same as not having a fuel cell. Therefore, the start-up of the gas turbine can follow the conventional start-up operation of the gas turbine.
2) Activation of SOFC after activation of gas turbine (vi) In oxidant gas distribution section B10, the amount of oxidant gas that bypasses SOFC (oxidant gas via oxidant gas bypass line B28) is gradually reduced. The oxidant gas supplied to the SOFC (oxidant gas via the battery oxidant gas line 26-1) is gradually increased.
(Vii) In accordance with this, the amount of the fuel gas supplied to the fuel gas distribution unit 8 is increased little by little, and the increased amount is sent to the SOFC fuel cell line 22-1 for the SOFC.
As described above, the SOFC is started by gradually increasing the fuel gas and the oxidant gas. This activation process itself can be performed in the same manner as a conventional SOFC activation process. That is, the SOFC can be started up with little influence on the operation of the gas turbine.

３）ＳＯＦＣのみの起動
燃料ガス：
（ｉ）燃料ガスを、燃料ガス供給管２１経由で燃料ガス分配部８へ供給する。供給量は、燃料電池の従来の起動に際し、初期に供給される燃料ガスの量である。
（ｉｉ）燃料ガス分配部８において、全ての燃料ガスを、電池用燃料ガスライン２２−１を経由して燃料電池本体４へ供給するように設定する。
酸化剤ガス：
（ｉｉｉ）一方、酸化剤ガスを、酸化剤ガス供給管２４経由で酸化剤ガス分配部Ａ９へ供給する。供給量は、燃料電池の従来の起動に際し、初期に供給される酸化剤ガスの量である。
（ｉｖ）酸化剤ガス分配部Ａ９において、すべての酸化剤ガスを、酸化剤ガスバイパスラインＡ２７経由で酸化剤ガス分配部Ｂ１０へ供給するように設定する。
（ｖ）また、酸化剤ガス分配部Ｂ１０を経由した全ての酸化剤ガスを、電池用酸化剤ガスライン２６−１経由で燃料電池本体４へ供給するように設定する。
排燃料ガス及び排酸化剤ガス：
（ｖｉ）燃焼部７に供給された排燃料ガス及び排酸化剤ガスは、燃焼後、全て燃焼ガスバイパスライン３０を経由して、燃焼ガス混合部１１を介して燃焼ガスライン３１経由で外部へ排出する。
以上のように、燃料ガス及び酸化剤ガスについて、１００％ガスタービンをバイパスさせ、ＳＯＦＣへ供給するように設定して、ＳＯＦＣを起動する。１００％のバイパスなので、ガスタービンを設置していないのと同じである。よって、ＳＯＦＣの起動は、ＳＯＦＣの従来の起動動作を踏襲することが出来る。 3) SOFC-only startup fuel gas:
(I) The fuel gas is supplied to the fuel gas distributor 8 via the fuel gas supply pipe 21. The supply amount is the amount of fuel gas supplied at the initial stage when the fuel cell is conventionally activated.
(Ii) The fuel gas distribution unit 8 is set so that all the fuel gas is supplied to the fuel cell main body 4 via the battery fuel gas line 22-1.
Oxidant gas:
(Iii) On the other hand, the oxidant gas is supplied to the oxidant gas distributor A9 via the oxidant gas supply pipe 24. The supply amount is the amount of oxidant gas that is initially supplied when the fuel cell is conventionally started.
(Iv) In the oxidant gas distribution part A9, all the oxidant gases are set to be supplied to the oxidant gas distribution part B10 via the oxidant gas bypass line A27.
(V) Further, all the oxidant gases that have passed through the oxidant gas distributor B10 are set to be supplied to the fuel cell body 4 via the battery oxidant gas line 26-1.
Exhaust fuel gas and exhaust oxidant gas:
(Vi) The exhaust fuel gas and the exhaust oxidant gas supplied to the combustion unit 7 are all combusted via the combustion gas bypass line 30 and then to the outside via the combustion gas mixing unit 11 and the combustion gas line 31. Discharge.
As described above, the fuel gas and the oxidant gas are set so that the 100% gas turbine is bypassed and supplied to the SOFC, and the SOFC is started. Since it is 100% bypass, it is the same as not having a gas turbine installed. Therefore, the SOFC activation can follow the conventional activation operation of SOFC.

４）ガスタービンとＳＯＦＣの定常運転
上述の式（３）を満足するように、投入燃料ガスを制御して運転する。すなわち、Ｑ＝Ｑ_０＋Ｗ_ＳＯにおいて、ガスタービンの運転についてはＱ_０を制御し、燃料電池の運転についてはＷ_ＳＯを制御する。この制御は、外部から供給する燃料ガスの量、燃料ガス分配部８での燃料ガスの分配、外部から供給する酸化剤ガスの量、酸化剤ガス分配部Ｂ１０での酸化剤ガスの分配などにより行なわれる。
そうすることにより、ガスタービンは燃料電池トッピングシステムを追設していない場合と同様に、運転の制御に制約を受けず、そのパフォーマンスを十分に発揮することが出来る。燃料電池についても同様に、運転の制約を受けず、燃料電池本来の効率を発揮することが出来る。 4) Steady operation of gas turbine and SOFC Operate by controlling the input fuel gas so as to satisfy the above equation (3). That is, in Q = Q ₀ + W _SO , Q ₀ is controlled for the operation of the gas turbine, and W _SO is controlled for the operation of the fuel cell. This control is based on the amount of fuel gas supplied from the outside, the distribution of fuel gas in the fuel gas distribution unit 8, the amount of oxidant gas supplied from the outside, the distribution of oxidant gas in the oxidant gas distribution unit B10, and the like. Done.
By doing so, as in the case where the fuel cell topping system is not additionally provided, the gas turbine is not restricted by the operation control and can fully exhibit its performance. Similarly, the fuel cell can exhibit the efficiency inherent to the fuel cell without being restricted by operation.

なお、停止方法については、起動方法の逆を行なえば良いので、その説明を省略する。 In addition, about the stop method, since the reverse of the starting method should just be performed, the description is abbreviate | omitted.

本発明においては、既存のガスタービンに対して、燃料電池トッピングシステムを導入することにより、ガスタービンの運転制御に影響を与えることなく、容易に発電規模及び発電効率を向上させることが可能となる。
燃料電池の単独運転を考慮し無い場合（ガスタービンの単独運転は考慮）には、図１において、燃料電池部２及びその周辺機器（燃料ガス分配部８、燃料ガスバイパスライン２３、酸化剤ガス分配部Ｂ１０、及び制御部１００）の新設（追加）、及び、酸化剤ガスバイパスラインＢ２８（本来ガスタービンの圧縮機−燃焼部勘の配管）、燃焼部７（本来ガスタービンの燃焼部）の改造により、実施可能である。 In the present invention, by introducing a fuel cell topping system to an existing gas turbine, it is possible to easily improve the power generation scale and power generation efficiency without affecting the operation control of the gas turbine. .
In the case where the single operation of the fuel cell is not considered (the single operation of the gas turbine is considered), in FIG. 1, the fuel cell unit 2 and its peripheral devices (fuel gas distribution unit 8, fuel gas bypass line 23, oxidant gas) The distribution unit B10 and the control unit 100) are newly installed (added), and the oxidant gas bypass line B28 (originally gas turbine compressor-combustion unit piping) and combustion unit 7 (originally gas turbine combustion unit) It can be implemented by modification.

また、図３に示すように、燃焼ガスライン３１の先に、排熱回収ボイラ４１を設置し、その排燃焼ガスのエネルギーの有効利用を図ることも可能である。
図３において、排熱回収ボイラシステム４０は、排熱回収ボイラ４１と、蒸気循環ライン４７−１〜４７−４、蒸気タービン４２、発電機４３、復水器４４、循環ポンプ４５、排気塔４６からなる。 As shown in FIG. 3, it is also possible to install an exhaust heat recovery boiler 41 at the tip of the combustion gas line 31 to effectively use the energy of the exhaust combustion gas.
In FIG. 3, the exhaust heat recovery boiler system 40 includes an exhaust heat recovery boiler 41, steam circulation lines 47-1 to 47-4, a steam turbine 42, a generator 43, a condenser 44, a circulation pump 45, and an exhaust tower 46. Consists of.

燃焼ガスライン３１経由で送出された排燃焼ガスは、排熱回収ボイラ４１において、水と熱交換して水蒸気を発生させる。熱交換後の排燃焼ガスは、排気塔４６から排気される。
排熱回収ボイラ４１で生成した蒸気は、蒸気循環ライン４７−１を経由して、蒸気タービン４２へ供給される。蒸気タービン４２は、供給された蒸気のエネルギーを回転エネルギーとして受け取る。そして、その回転エネルギーを利用して、発電機４３を回転させて発電を行なう。
蒸気タービン４２を出た蒸気は、蒸気循環ライン４７−２を介して、復水器４４にて液体の水となる。その後、循環ポンプ４５により、蒸気循環ライン４７−３から吸い出され、蒸気循環ライン４７−４を経由して、排熱回収ボイラ４１へ送りこまれる。 The exhaust combustion gas sent out via the combustion gas line 31 exchanges heat with water in the exhaust heat recovery boiler 41 to generate water vapor. The exhaust combustion gas after the heat exchange is exhausted from the exhaust tower 46.
The steam generated in the exhaust heat recovery boiler 41 is supplied to the steam turbine 42 via the steam circulation line 47-1. The steam turbine 42 receives the energy of the supplied steam as rotational energy. Then, using the rotational energy, the generator 43 is rotated to generate power.
The steam leaving the steam turbine 42 becomes liquid water in the condenser 44 via the steam circulation line 47-2. Thereafter, the refrigerant is sucked out of the steam circulation line 47-3 by the circulation pump 45 and sent to the exhaust heat recovery boiler 41 via the steam circulation line 47-4.

（実施例２）
次に、本発明である複合発電システムの第２の実施の形態について、図面を参照して説明する。
図４には、本発明である複合発電システムの第２の実施の形態の構成を示す構成図である。本実施例では、燃料電池トッピングシステムを、火力発電システムに組み合わせる。すなわち、既設の火力発電部５３のボイラ部５４及びその関連設備に、新設の燃料電池トッピングシステムを組み合わせている。 (Example 2)
Next, a second embodiment of the combined power generation system according to the present invention will be described with reference to the drawings.
FIG. 4 is a configuration diagram showing the configuration of the second embodiment of the combined power generation system according to the present invention. In this embodiment, the fuel cell topping system is combined with a thermal power generation system. That is, the newly installed fuel cell topping system is combined with the boiler unit 54 of the existing thermal power generation unit 53 and related equipment.

図４を参照して、新設の燃料電池トッピングシステムは、燃料ガス分配部５５、燃料ガスバイパスライン６２、燃料電池部５１、燃料ガス混合部５６、酸化剤ガス分配部５７、酸化剤ガスバイパスライン６５、酸化剤ガス混合部５８、より構成されている。また、燃料電池部５１は、電池用燃料ガスライン６０−１〜６０−２、燃料電池本体５２、電池用酸化剤ガスライン６１−１〜６１−２及び制御部１０１を具備する。 Referring to FIG. 4, the new fuel cell topping system includes a fuel gas distribution unit 55, a fuel gas bypass line 62, a fuel cell unit 51, a fuel gas mixing unit 56, an oxidant gas distribution unit 57, and an oxidant gas bypass line. 65, and an oxidant gas mixing unit 58. The fuel cell unit 51 includes battery fuel gas lines 60-1 to 60-2, a fuel cell main body 52, battery oxidant gas lines 61-1 to 61-2, and a control unit 101.

一方、既設の火力発電部５３のボイラ部５４及びその関連設備あるいはそれらを改造したものは、ガス供給管５９、ボイラ用燃焼ガスライン６３、酸化剤ガス供給管６４、ボイラ用酸化剤ガスライン６６及び、火力発電部５３を具備する。そして、火力発電部５３は、ボイラ部５４を有する。 On the other hand, the boiler section 54 of the existing thermal power generation section 53 and the related equipment or a modified version of them are a gas supply pipe 59, a boiler combustion gas line 63, an oxidant gas supply pipe 64, and a boiler oxidant gas line 66. And the thermal power generation part 53 is comprised. The thermal power generation unit 53 includes a boiler unit 54.

燃料ガス供給管５９は、燃料ガス分配部５５に接続している。そして、図示しない燃料供給部より燃料ガスを燃料ガス分配部５５へ供給する配管である。
燃料ガス分配部５５は、燃料ガス供給管５９と燃料ガスバイパスライン６２と電池用燃料ガスライン６０−１とに接続している。そして、燃料ガス供給管５９から供給された燃料ガスを、燃料電池部５１向けと火力発電部５３向け（＝燃焼ガス混合部５６向け）とに分配し送出する。分配の割合（量）は、制御部１０１により制御される。
燃料ガスバイパスライン６２は、一端部を燃料ガス分配部５５に、他端部を燃焼ガス混合部５６に接続している。そして、燃料ガス分配部５５から送出された燃料ガスを燃焼ガス混合部５６へ送る配管である。
燃料ガス混合部５６は、燃料ガスバイパスライン６２と、電池用燃料ガスライン６０−２と、ボイラ用燃焼ガスライン６３に接続されている。そして、燃料ガス分配部５５と燃料電池部５１とから供給された燃料ガスを混合し、ボイラ用燃焼ガスライン６３へ送出する。
ボイラ用燃焼ガスライン６３は、一端部を燃料ガス混合部５６に、他端部をボイラ部５４に接続されている。そして、燃料ガス混合部５６からの燃料ガスをボイラ部５４へ供給する。 The fuel gas supply pipe 59 is connected to the fuel gas distributor 55. A pipe for supplying fuel gas to the fuel gas distribution unit 55 from a fuel supply unit (not shown).
The fuel gas distributor 55 is connected to the fuel gas supply pipe 59, the fuel gas bypass line 62, and the battery fuel gas line 60-1. Then, the fuel gas supplied from the fuel gas supply pipe 59 is distributed and sent to the fuel cell unit 51 and the thermal power generation unit 53 (= to the combustion gas mixing unit 56). The distribution ratio (amount) is controlled by the control unit 101.
The fuel gas bypass line 62 has one end connected to the fuel gas distribution unit 55 and the other end connected to the combustion gas mixing unit 56. The piping is configured to send the fuel gas sent from the fuel gas distribution unit 55 to the combustion gas mixing unit 56.
The fuel gas mixing unit 56 is connected to the fuel gas bypass line 62, the battery fuel gas line 60-2, and the boiler combustion gas line 63. And the fuel gas supplied from the fuel gas distribution part 55 and the fuel cell part 51 is mixed, and it sends out to the combustion gas line 63 for boilers.
The boiler combustion gas line 63 has one end connected to the fuel gas mixing unit 56 and the other end connected to the boiler unit 54. Then, the fuel gas from the fuel gas mixing unit 56 is supplied to the boiler unit 54.

酸化剤ガス供給管６４は、酸化剤ガス分配部５７に接続している。そして、図示しない酸化剤供給部より酸化剤ガスを酸化剤ガス分配部５７へ供給する配管である。
酸化剤ガス分配部５７は、酸化剤ガス供給管６４と酸化剤ガスバイパスライン６５と電池用酸化剤ガスライン６１−１とに接続している。そして、酸化剤ガス供給管６４から供給された酸化剤ガスを、燃料電池部５１向けと火力発電部５３向けとに分配し送出する。分配の割合（量）は、制御部１０１により制御される。
酸化剤ガスバイパスライン６５は、一端部を酸化剤ガス分配部５７に、他端部を酸化剤ガス混合部５８に接続している。そして、酸化剤ガス分配部５７から送出された酸化剤ガスを酸化剤ガス混合部５８に送る配管である。これは、燃料電池部５１が停止し、且つ火力発電部５３が稼動中に、ボイラ部５４へ酸化剤ガスを送るための管である。
酸化剤ガス混合部５８は、酸化剤ガスバイパスライン６５と電池用酸化剤ガスライン６１−２とボイラ用酸化剤ガスライン６６とに接続している。そして、火力発電部５３が稼動中の場合、酸化剤ガスバイパスライン６５及び／又は電池用酸化剤ガスライン６１−２からの酸化剤ガスをボイラ用酸化剤ガスライン６６へ供給する。
ボイラ用酸化剤ガスライン６６は、一端部を酸化剤ガス混合部５８に、他端部をボイラ部５４に接続している。酸化剤ガス混合部５８からの酸化剤ガスを、ボイラ部５４へ供給する。 The oxidant gas supply pipe 64 is connected to the oxidant gas distributor 57. A pipe for supplying an oxidant gas to an oxidant gas distribution unit 57 from an oxidant supply unit (not shown).
The oxidant gas distribution unit 57 is connected to the oxidant gas supply pipe 64, the oxidant gas bypass line 65, and the battery oxidant gas line 61-1. Then, the oxidant gas supplied from the oxidant gas supply pipe 64 is distributed and sent to the fuel cell unit 51 and the thermal power generation unit 53. The distribution ratio (amount) is controlled by the control unit 101.
The oxidant gas bypass line 65 has one end connected to the oxidant gas distribution part 57 and the other end connected to the oxidant gas mixing part 58. The pipe is configured to send the oxidant gas sent from the oxidant gas distribution unit 57 to the oxidant gas mixing unit 58. This is a tube for sending the oxidant gas to the boiler unit 54 while the fuel cell unit 51 is stopped and the thermal power generation unit 53 is in operation.
The oxidant gas mixing section 58 is connected to the oxidant gas bypass line 65, the battery oxidant gas line 61-2, and the boiler oxidant gas line 66. When the thermal power generation unit 53 is in operation, the oxidant gas from the oxidant gas bypass line 65 and / or the battery oxidant gas line 61-2 is supplied to the boiler oxidant gas line 66.
The boiler oxidant gas line 66 has one end connected to the oxidant gas mixing part 58 and the other end connected to the boiler part 54. The oxidant gas from the oxidant gas mixing unit 58 is supplied to the boiler unit 54.

燃料電池部５１は、燃料ガス及び酸化剤ガスにより、電気化学作用で発電を行う燃料電池である。溶融炭酸塩型や固体電解質型の燃料電池である。本実施例では、固体電解質型である。実施例１で説明した第２の運転条件（式（３））により、最適な運転（高効率運転）が可能である。
燃料電池部５１の燃料電池本体５２は、電池用燃料ガスライン６０−１を経由して燃料ガスを供給され、且つ電池用酸化剤ガスライン６１−１経由で酸化剤ガスを供給される。そして、燃料電池本体５２は、燃料ガス及び酸化剤ガスを用いた電気化学反応により発電を行なう。発電後、使用済みの排燃料ガスを電池用燃料ガスライン６０−２経由で燃料ガス混合部５６へ、使用済みの排酸化剤ガスを電池用酸化剤ガスライン６１−２経由で酸化剤ガス混合部５８へ、それぞれ送出する。設計時に、最適な運転条件（あるいは運転範囲：第１の運転条件）が決定されており、それに基づいて運転することにより、最適な運転（高効率運転）が可能である。 The fuel cell unit 51 is a fuel cell that generates power by electrochemical action using a fuel gas and an oxidant gas. It is a molten carbonate type or solid electrolyte type fuel cell. In this embodiment, it is a solid electrolyte type. Optimal operation (high efficiency operation) is possible by the second operation condition (formula (3)) described in the first embodiment.
The fuel cell main body 52 of the fuel cell unit 51 is supplied with fuel gas via the battery fuel gas line 60-1, and is supplied with oxidant gas via the battery oxidant gas line 61-1. The fuel cell main body 52 generates power by an electrochemical reaction using fuel gas and oxidant gas. After power generation, used exhaust fuel gas is mixed with the fuel gas mixing unit 56 via the battery fuel gas line 60-2, and used exhaust oxidant gas is mixed with the oxidant gas via the battery oxidant gas line 61-2. The data are sent to the unit 58, respectively. The optimum operating conditions (or operating range: first operating conditions) are determined at the time of design, and the optimum operation (high-efficiency operation) is possible by operating based on that.

火力発電部５３は、蒸気により蒸気タービンを回転させて発電機を回転し、発電する発電施設である。図４においては、そのうちのボイラ部５４のみを示している。
ボイラ部５４は、火力発電の蒸気タービンを回転させるための蒸気を生成する施設である。図中では、ボイラの外形のみを示している。 The thermal power generation unit 53 is a power generation facility that generates power by rotating a generator by rotating a steam turbine with steam. In FIG. 4, only the boiler part 54 is shown.
The boiler unit 54 is a facility that generates steam for rotating a steam turbine for thermal power generation. In the figure, only the outer shape of the boiler is shown.

制御部１０１は、発電プラント（本実施例では、火力発電部５３のボイラ部５４）の運転条件（第１の運転条件）と、燃料電池部５１の運転条件（第２の運転条件）とに基づいて、燃料電池部５１と火力発電部５３のボイラ部５４に供給される燃料ガス及び酸化剤ガスの量を決定する。そして、その決定に基づいて燃料ガス分配部５５における燃料ガスの分配の制御を行なう。それと共に、酸化剤ガス分配部５７における酸化剤ガスの分配の制御を行なう。そして、既設のボイラの運転と、燃料電池の運転とが、効率良く運転できるように制御を行なう。 The control unit 101 determines whether the operation condition (first operation condition) of the power plant (in this embodiment, the boiler unit 54 of the thermal power generation unit 53) and the operation condition (second operation condition) of the fuel cell unit 51 are satisfied. Based on this, the amounts of fuel gas and oxidant gas supplied to the fuel cell unit 51 and the boiler unit 54 of the thermal power generation unit 53 are determined. Based on the determination, the fuel gas distribution unit 55 controls the distribution of the fuel gas. At the same time, the distribution of the oxidant gas in the oxidant gas distribution unit 57 is controlled. And control is performed so that the operation of the existing boiler and the operation of the fuel cell can be operated efficiently.

本発明においては、ベースとなる発電プラントに、燃料電池トッピングシステムを追加する。本実施例では、図４に示すように、発電（ベース）プラントとして、ボイラ（火力発電部５３の蒸気タービンを駆動する蒸気を生成するためのボイラ）、燃料電池トッピングシステムとして、ＳＯＦＣを追加する。
発電（ベース）プラントであるボイラ部５４で使用している燃料ガスを、通常と同量ＳＯＦＣへ投入すると、ＳＯＦＣの出力Ｗ_ＳＯ（Ｗ）の分の熱量が、下流側のボイラ部５４で不足する。従って、燃料ガス分配部５５へ投入する燃料ガスを増量し、ボイラ部５４において燃料ガスが不足し無いようにする。ボイラ部５４へ（ボイラ用燃焼ガスライン６３経由で）投入する燃料（燃焼ガス）の単位時間あたりの発熱量をＱ_０とすると、燃料ガス分配部５５へ供給される燃料ガスの単位時間あたりの発熱量は、Ｑ＝Ｑ_０＋Ｗ_ＳＯとなる。
燃料ガスは、全量をＳＯＦＣへ供給しても良いが、ＳＯＦＣの容量が小さく、充分な燃料ガス流量を確保できない場合を考慮し、ＳＯＦＣで使用しない分の内、必要に応じて適当な量の燃料ガスを燃料ガスバイパスライン６２により燃料ガス混合部５６へバイパスさせる。そして、ボイラ部５４の燃焼用の燃料ガスとして用いる。
ＳＯＦＣに供給する酸化剤ガス（空気）は、ベースプラントのボイラ部５４へ投入前の空気である。ＳＯＦＣの最大容量はベースプラントが供給可能な空気量で定まる。
なお、概数で述べれば、通常のボイラの場合、投入空気量は理論空気量の１〜１．２倍程度であり、ＳＯＦＣの場合は、現状の研究用モジュールで６．７倍、実証プラントで３．３倍程度である。 In the present invention, a fuel cell topping system is added to the base power plant. In this embodiment, as shown in FIG. 4, a boiler (a boiler for generating steam for driving the steam turbine of the thermal power generation unit 53) is added as a power generation (base) plant, and a SOFC is added as a fuel cell topping system. .
When the fuel gas used in the boiler section 54, which is a power generation (base) plant, is fed into the SOFC in the same amount as usual, the amount of heat corresponding to the output W _SO (W) of the SOFC is insufficient in the downstream boiler section 54 To do. Accordingly, the amount of fuel gas to be input to the fuel gas distribution unit 55 is increased so that the fuel gas does not run short in the boiler unit 54. If the calorific value per unit time of the fuel (combustion gas) to be input to the boiler unit 54 (via the boiler combustion gas line 63) is Q ₀ , the fuel gas supplied to the fuel gas distribution unit 55 per unit time The calorific value is Q = Q ₀ + W _SO .
The entire amount of fuel gas may be supplied to the SOFC. However, considering the case where the SOFC capacity is small and sufficient fuel gas flow rate cannot be secured, an appropriate amount of fuel gas can be used as necessary within the amount not used in SOFC. The fuel gas is bypassed to the fuel gas mixing unit 56 by the fuel gas bypass line 62. And it uses as fuel gas for combustion of the boiler part 54. FIG.
The oxidant gas (air) supplied to the SOFC is air before being introduced into the boiler section 54 of the base plant. The maximum capacity of SOFC is determined by the amount of air that the base plant can supply.
In general, in the case of a normal boiler, the input air amount is about 1 to 1.2 times the theoretical air amount, and in the case of SOFC, the current research module is 6.7 times, and the demonstration plant is It is about 3.3 times.

複合発電システムの効率は、実施例１と同様であるので、その説明を省略する。 Since the efficiency of the combined power generation system is the same as that of the first embodiment, the description thereof is omitted.

図２のグラフ及び、既述の図２の説明で示したように、ＳＯＦＣの空気比λ_ＳＯ＝３．３（実証プラントベース）の場合、ボイラ（空気比は概略１程度で、発電効率は４０％程度）への燃料電池トッピングシステムの追設で約９％の発電効率の向上を図ることが出来る。 As shown in the graph of FIG. 2 and the explanation of FIG. 2 described above, in the case of the SOFC air ratio λ _SO = 3.3 (demonstration plant base), the boiler (the air ratio is approximately 1 and the power generation efficiency is By adding a fuel cell topping system to about 40%, the power generation efficiency can be improved by about 9%.

ＳＯＦＣが、上記式（３）の条件を満足すれば、ベースプラントのヒートバランスの変化は無く、ベースプラントは運転制御に制限を受けず、トッピングＳＯＦＣの追設により既存プラントは出力の増大及び効率の向上を果たすことが出来る。また、プラントの発電効率は、ＳＯＦＣの出力が増大するにつれて増加するが、最大値は式（６）で規定される。 If the SOFC satisfies the condition of the above formula (3), there is no change in the heat balance of the base plant, the base plant is not restricted by the operation control, and the existing plant has increased output and efficiency due to the additional installation of the topping SOFC. Can be improved. Further, the power generation efficiency of the plant increases as the SOFC output increases, but the maximum value is defined by Equation (6).

次に、本発明である複合発電システムの第２の実施の形態の動作について、図面を参照して説明する。
まず、起動の動作について説明する。
１）火力発電部（ボイラ部）の起動
燃料ガス：
（ｉ）燃料ガスを、燃料ガス供給管５９経由で燃料ガス分配部５５へ供給する。供給量は、ボイラ部５４の従来の起動に際し、初期に供給される燃料ガスの量である。
（ｉｉ）全ての燃料ガスを、燃料ガス分配部５５、燃料ガスバイパスライン６２、燃料ガス混合部５６及びボイラ用燃焼ガスライン６３経由でボイラ部５４へ供給するように設定する。
酸化剤ガス：
（ｉｉｉ）一方、酸化剤ガスを、酸化剤ガス供給管６４経由で酸化剤ガス分配部５７へ供給する。供給量は、ボイラ部５４の従来の起動に際し、初期に供給される酸化剤ガスの量である。
（ｉｖ）全ての酸化剤ガスを、酸化剤ガス分配部５７、酸化剤ガスバイパスライン６５、酸化剤ガス混合部５８及びボイラ用酸化剤ガスライン６６経由でボイラ部５４へ供給するように設定する。
以上のように、燃料ガス及び酸化剤ガスについて、１００％ＳＯＦＣをバイパスさせ、ベースプラントであるボイラ部５４へ供給するように設定して、ボイラ部５４を起動する。１００％のバイパスなので、燃料電池を設置していないのと同じである。よって、ボイラ部５４の起動は、従来の起動動作を踏襲することが出来る。
２）ボイラ部５４を起動後のＳＯＦＣの起動
（ｖ）酸化剤ガス分配部５７において、ＳＯＦＣをバイパスする酸化剤ガスの量（酸化剤ガスバイパスライン６５を経由する酸化剤ガス）を少しずつ減少すると共に、ＳＯＦＣへ供給する酸化剤ガス（電池用酸化剤ガスライン６１−１を経由する酸化剤ガス）を徐々に増加させる。
（ｖｉ）それに合わせて、燃料ガス分配部５５へ供給する燃料ガスの量を少しずつ増加し、増加分をＳＯＦＣへ向けて、電池用燃料ガスライン６０−１へ送出する。この時の燃料は、
以上のように、ＳＯＦＣの起動は、燃料ガス及び酸化剤ガスを除々に増加させて行なう。この起動プロセス自体は、従来のＳＯＦＣの起動プロセスと同様に行うことが出来る。すなわち、ボイラ部５４の運転にほとんど影響を与えることなく、ＳＯＦＣを起動することが出来る。 Next, operation | movement of 2nd Embodiment of the combined power generation system which is this invention is demonstrated with reference to drawings.
First, the activation operation will be described.
1) Starting fuel gas of thermal power generation unit (boiler unit):
(I) The fuel gas is supplied to the fuel gas distributor 55 via the fuel gas supply pipe 59. The supply amount is the amount of fuel gas supplied at the initial stage when the boiler unit 54 is conventionally activated.
(Ii) All fuel gases are set to be supplied to the boiler section 54 via the fuel gas distribution section 55, the fuel gas bypass line 62, the fuel gas mixing section 56, and the boiler combustion gas line 63.
Oxidant gas:
(Iii) On the other hand, the oxidant gas is supplied to the oxidant gas distributor 57 via the oxidant gas supply pipe 64. The supply amount is the amount of oxidant gas that is initially supplied when the boiler unit 54 is conventionally activated.
(Iv) All oxidant gases are set to be supplied to the boiler unit 54 via the oxidant gas distribution unit 57, the oxidant gas bypass line 65, the oxidant gas mixing unit 58, and the boiler oxidant gas line 66. .
As described above, the fuel gas and the oxidant gas are set so as to bypass the 100% SOFC and be supplied to the boiler unit 54 as the base plant, and the boiler unit 54 is started. Since it is 100% bypass, it is the same as not having a fuel cell. Therefore, the activation of the boiler unit 54 can follow the conventional activation operation.
2) Activation of SOFC after activation of boiler unit 54 (v) In oxidant gas distribution unit 57, the amount of oxidant gas that bypasses SOFC (oxidant gas via oxidant gas bypass line 65) is gradually reduced. At the same time, the oxidant gas supplied to the SOFC (oxidant gas via the battery oxidant gas line 61-1) is gradually increased.
(Vi) Along with this, the amount of fuel gas supplied to the fuel gas distributor 55 is increased little by little, and the increase is sent to the SOFC fuel cell line 60-1 for the SOFC. The fuel at this time is
As described above, the SOFC is started by gradually increasing the fuel gas and the oxidant gas. This activation process itself can be performed in the same manner as a conventional SOFC activation process. That is, the SOFC can be started up with little influence on the operation of the boiler unit 54.

３）ＳＯＦＣのみの起動
燃料ガス：
（ｉ）燃料ガスを、燃料ガス供給管５９経由で燃料ガス分配部５５へ供給する。供給量は、燃料電池の従来の起動に際し、初期に供給される燃料ガスの量である。
（ｉｉ）燃料ガス分配部５５において、全ての燃料ガスを、電池用燃料ガスライン６０−１を経由して燃料電池本体５２へ供給するように設定する。
酸化剤ガス：
（ｉｉｉ）一方、酸化剤ガスを、酸化剤ガス供給管６４経由で酸化剤ガス分配部５７へ供給する。供給量は、燃料電池の従来の起動に際し、初期に供給される酸化剤ガスの量である。
（ｉｖ）酸化剤ガス分配部５７において、すべての酸化剤ガスを、電池用酸化剤ガスライン６１−１経由で燃料電池本体５２へ供給するように設定する。
排燃料ガス及び排酸化剤ガス：
（ｖ）燃料電池本体５２で使用された排燃料ガス及び排酸化剤ガスは、それぞれ電池用燃料ガスライン６０−２及び電池用酸化剤ガスライン６１−２を経由して、燃料電池本体５２から排出される。図４中には示していないが、電池用燃料ガスライン６０−２及び電池用酸化剤ガスライン６１−２の途中に外部へ排燃料ガス及び排酸化剤ガスを排出するラインを設けておく。そうすることにより、そのラインを経由して、全ての排燃料ガス及び排酸化剤ガスを外部へ排出できる。
以上のように、燃料ガス及び酸化剤ガスについて、１００％ボイラ部５４に供給されないようにして、ＳＯＦＣへ供給するように設定して、ＳＯＦＣを起動する。この場合、ボイラ部５４を設置していないのと同じである。よって、ＳＯＦＣの起動は、ＳＯＦＣの従来の起動動作を踏襲することが出来る。 3) SOFC-only startup fuel gas:
(I) The fuel gas is supplied to the fuel gas distributor 55 via the fuel gas supply pipe 59. The supply amount is the amount of fuel gas supplied at the initial stage when the fuel cell is conventionally activated.
(Ii) The fuel gas distributor 55 is set to supply all the fuel gas to the fuel cell main body 52 via the battery fuel gas line 60-1.
Oxidant gas:
(Iii) On the other hand, the oxidant gas is supplied to the oxidant gas distributor 57 via the oxidant gas supply pipe 64. The supply amount is the amount of oxidant gas that is initially supplied when the fuel cell is conventionally started.
(Iv) The oxidant gas distribution unit 57 sets all the oxidant gases to be supplied to the fuel cell main body 52 via the battery oxidant gas line 61-1.
Exhaust fuel gas and exhaust oxidant gas:
(V) The exhaust fuel gas and the exhaust oxidant gas used in the fuel cell main body 52 are supplied from the fuel cell main body 52 via the battery fuel gas line 60-2 and the battery oxidant gas line 61-2, respectively. Discharged. Although not shown in FIG. 4, a line for discharging the exhaust fuel gas and the exhaust oxidant gas to the outside is provided in the middle of the battery fuel gas line 60-2 and the battery oxidant gas line 61-2. By doing so, all the exhaust fuel gas and exhaust oxidant gas can be discharged to the outside via the line.
As described above, the fuel gas and the oxidant gas are set so as not to be supplied to the 100% boiler unit 54 and supplied to the SOFC, and the SOFC is started. In this case, it is the same as not having installed the boiler part 54. FIG. Therefore, the SOFC activation can follow the conventional activation operation of SOFC.

４）ガスタービンとＳＯＦＣの定常運転
上述（実施例１）の式（３）を満足するように、投入燃料ガスを制御して運転する。すなわち、Ｑ＝Ｑ_０＋Ｗ_ＳＯにおいて、ボイラ部５４の運転についてはＱ_０を制御し、燃料電池の運転についてはＷ_ＳＯを制御する。この制御は、外部から供給する燃料ガスの量、燃料ガス分配部５５での燃料ガスの分配、外部から供給する酸化剤ガスの量、酸化剤ガス分配部５７での酸化剤ガスの分配などにより行なわれる。
そうすることにより、ボイラ部５４すなわち火力発電部５３は燃料電池トッピングシステムを追設していない場合と同様に、運転の制御に制約を受けず、そのパフォーマンスを十分に発揮することが出来る。燃料電池についても同様に、運転の制約を受けず、燃料電池本来の効率を発揮することが出来る。 4) Steady operation of gas turbine and SOFC The fuel gas is controlled to operate so as to satisfy equation (3) in the above (Example 1). That is, in Q = Q ₀ + W _SO , Q ₀ is controlled for the operation of the boiler unit 54, and W _SO is controlled for the operation of the fuel cell. This control is based on the amount of fuel gas supplied from the outside, the distribution of fuel gas in the fuel gas distribution unit 55, the amount of oxidant gas supplied from the outside, the distribution of oxidant gas in the oxidant gas distribution unit 57, and the like. Done.
By doing so, the boiler part 54, that is, the thermal power generation part 53, is not restricted by the control of the operation as in the case where the fuel cell topping system is not additionally provided, and can sufficiently exhibit its performance. Similarly, the fuel cell can exhibit the efficiency inherent to the fuel cell without being restricted by operation.

本発明においては、既存のガスタービンに対して、燃料電池トッピングシステムを導入することにより、ガスタービンの運転制御に影響を与えることなく、容易に発電規模及び発電効率を向上させることが可能となる。
燃料電池の単独運転を考慮し無い場合（火力発電部の単独運転は考慮）には、図４において、燃料電池２及びその周辺機器（燃料ガス分配部５５、燃料ガスバイパスライン６２、酸化剤ガス分配部５７、酸化剤ガスバイパスライン６５、ボイラ用酸化剤ガスライン６６、燃料ガス混合部５６、酸化剤ガス混合部５８及び制御部１００）の追加により、実施可能である。 In the present invention, by introducing a fuel cell topping system to an existing gas turbine, it is possible to easily improve the power generation scale and power generation efficiency without affecting the operation control of the gas turbine. .
In the case where the single operation of the fuel cell is not considered (the single operation of the thermal power generation unit is considered), in FIG. 4, the fuel cell 2 and its peripheral devices (the fuel gas distribution unit 55, the fuel gas bypass line 62, the oxidant gas) The distribution unit 57, the oxidant gas bypass line 65, the boiler oxidant gas line 66, the fuel gas mixing unit 56, the oxidant gas mixing unit 58, and the control unit 100) can be added.

２燃料電池部
３ガスタービン部
４燃料電池本体
５ガスタービン本体
５−１タービン部
５−２コンプレッサ部
５−３駆動軸
６発電機
７燃焼部
８燃料ガス分配部
９酸化剤ガス分配部Ａ
１０酸化剤ガス分配部Ｂ
１１燃焼ガス混合部
２１燃料ガス供給管
２２−１電池用燃料ガスライン
２２−２電池用燃料ガスライン
２３燃料ガスバイパスライン
２４酸化剤ガス供給管
２５−１タービン用酸化剤ガスライン
２５−２タービン用酸化剤ガスライン
２６−１電池用酸化剤ガスライン
２６−２電池用酸化剤ガスライン
２７酸化剤ガスバイパスラインＡ
２８酸化剤ガスバイパスラインＢ
２９−１タービン用燃焼ガスライン
２９−２タービン用燃焼ガスライン
３０燃焼ガスバイパスライン
３１燃焼ガスライン
４０排熱回収ボイラシステム
４１排熱回収ボイラ
４２蒸気タービン
４３発電機
４４復水器
４５循環ポンプ
４６排気塔
４７−１蒸気循環ライン
４７−２蒸気循環ライン
４７−３蒸気循環ライン
４７−４蒸気循環ライン
５１燃料電池部
５２燃料電池本体
５３火力発電部５３
５４ボイラ部５４
５５燃料ガス分配部
５６燃料ガス混合部
５７酸化剤ガス分配部
５８酸化剤ガス混合部
５９燃料ガス供給管
６０−１電池用燃料ガスライン
６０−２電池用燃料ガスライン
６１−１電池用酸化剤ガスライン
６１−２電池用酸化剤ガスライン
６２燃料ガスバイパスライン
６３ボイラ用燃焼ガスライン
６４酸化剤ガス供給管
６５酸化剤ガスバイパスライン
６６ボイラ用酸化剤ガスライン
１００制御部
１０１制御部 DESCRIPTION OF SYMBOLS 2 Fuel cell part 3 Gas turbine part 4 Fuel cell main body 5 Gas turbine main body 5-1 Turbine part 5-2 Compressor part 5-3 Drive shaft 6 Generator 7 Combustion part 8 Fuel gas distribution part 9 Oxidant gas distribution part A
10 Oxidant gas distribution section B
DESCRIPTION OF SYMBOLS 11 Combustion gas mixing part 21 Fuel gas supply pipe 22-1 Battery fuel gas line 22-2 Battery fuel gas line 23 Fuel gas bypass line 24 Oxidant gas supply pipe 25-1 Turbine oxidizing gas line 25-2 Turbine Oxidant Gas Line 26-1 Battery Oxidant Gas Line 26-2 Battery Oxidant Gas Line 27 Oxidant Gas Bypass Line A
28 Oxidant gas bypass line B
29-1 Turbine combustion gas line 29-2 Turbine combustion gas line 30 Combustion gas bypass line 31 Combustion gas line 40 Waste heat recovery boiler system 41 Waste heat recovery boiler 42 Steam turbine 43 Generator 44 Condenser 45 Circulation pump 46 Exhaust tower 47-1 Steam circulation line 47-2 Steam circulation line 47-3 Steam circulation line 47-4 Steam circulation line 51 Fuel cell section 52 Fuel cell body 53 Thermal power generation section 53
54 Boiler part 54
55 Fuel Gas Distribution Unit 56 Fuel Gas Mixing Unit 57 Oxidant Gas Distribution Unit 58 Oxidant Gas Mixing Unit 59 Fuel Gas Supply Pipe 60-1 Battery Fuel Gas Line 60-2 Battery Fuel Gas Line 61-1 Battery Oxidant Gas Line 61-2 Battery Oxidant Gas Line 62 Fuel Gas Bypass Line 63 Boiler Combustion Gas Line 64 Oxidant Gas Supply Pipe 65 Oxidant Gas Bypass Line 66 Boiler Oxidant Gas Line 100 Control Unit 101 Control Unit

Claims

A combined power generation system having a fuel cell and a power plant,
The power plant has at least a turbine body, a gas turbine section consisting of a compressor section, and
A combustion section for supplying high-temperature and high-pressure combustion gas to the gas turbine;
A fuel gas distribution unit that distributes and supplies fuel gas to the fuel cell;
An oxidant gas distribution unit that distributes pressurized oxidant gas from the compressor unit and supplies the oxidant gas to the fuel cell;
A control unit for controlling a distribution ratio by the fuel gas distribution unit and the oxidant gas distribution unit, and controlling a distribution amount in the fuel gas distribution unit based on operating conditions of the power plant and the fuel cell; A combined power generation system characterized by

The combustion unit receives supply of fuel gas from the fuel gas distribution unit, receives supply of oxidant gas from the oxidant gas distribution unit, and receives supply of exhaust fuel gas and exhaust oxidant gas from the fuel cell. The combined power generation system according to claim 1.

The exhaust fuel gas is supplied to the combustion unit via a battery fuel gas line, and the exhaust oxidant gas is supplied to the combustion unit via a battery oxidant gas line. The combined power generation system according to claim 1.

The control unit sends fuel gas from the fuel gas distribution unit to the combustion unit via a fuel gas bypass line, and supplies fuel to the combustion unit from the oxidant gas distribution unit via an oxidant gas bypass line. The combined power generation system according to claim 1, wherein the combined power generation system is controlled so as to deliver gas.

The control unit determines the amount of fuel gas and oxidant gas supplied to the power plant and the fuel cell based on an operating condition of the power plant and an operating condition of the fuel cell, and the fuel gas distributor 5. The combined power generation system according to claim 1, wherein distribution control is performed on the oxidant gas distribution unit.

Wherein, combined cycle power generation according to claim 1, wherein the supplying the addition of heating value W _SO of the fuel cell per unit time in the calorific value Q ₀ of the power plant per unit time system.