(57)【要約】【課題】ガス化燃料電池複合発電システムの運転方法を提供する。【解決手段】ガス化した高圧のガス化ガス１１中の硫黄分を脱硫した後のガス化ガスを燃料として燃料電池の燃料極に供給する燃料供給ラインＬ1と、燃料供給ラインＬ1内の硫化水素濃度を計測する入口側のＨ2Ｓ計１０−１と、脱硫後のガス化ガス１１を燃料として用いて発電する少なくとも２系統以上併設した燃料電池と、燃料電池の排燃料ガスを用いて発電するタービン設備７０と、燃料供給ラインＬ1に接続され、パージガス供給ラインＬ11を介して燃料電池の燃料極にガスパージするガスパージ手段とを具備し、入口側のＨ2Ｓ計１０−１の計測により、第１の燃料電池６０Ａに供給するガス化ガス中の硫化水素濃度が所定閾値を超えた際、第２の燃料電池６０Ｂにガス化ガスの供給ラインを切替え、硫化水素が所定閾値を超えた第１の燃料電池６０Ａの燃料極にガスパージし、燃料極の触媒の触媒再生を行う。【選択図】図４
2014130784.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
燃料をガス化させるガス化炉と、
ガス化した高圧のガス化ガス中の硫黄分を除去する脱硫手段と、
前記脱硫後のガス化ガスを燃料として燃料電池の燃料極に供給する燃料供給ラインと、
燃料供給ライン内の硫化水素濃度を計測する入口側の硫化水素計測装置と、
脱硫後のガス化ガスを燃料として用いて発電する少なくとも２系統以上併設した燃料電池と、
脱硫後のガス化ガス又は燃料電池からの排燃料ガスのいずれか一方又は両方を用いて発電するタービン設備と、
燃料供給ラインに接続され、燃料極にガスパージするガスパージ手段と、を具備し、
入口側の硫化水素計測装置の計測により、燃料電池に供給するガス化ガス中の硫化水素濃度が所定閾値を超えた場合、別系統の燃料電池にガス化ガスの供給ラインを切替え、
次いで硫化水素が所定閾値を超えた燃料電池の燃料極にガスパージを行い、燃料極の触媒の触媒再生を行うことを特徴とするガス化燃料電池複合発電システムの運転方法。
【請求項２】
請求項１において、
前記硫化水素計測装置が、
硫化水素（Ｈ2Ｓ）を含む高圧ガス化ガスの一部の分岐ガスを分岐する分岐管と、
前記分岐管に介装され、分岐ガスのガス圧力を低下させる調圧弁と、
レーザ送光部からのレーザ光をレーザ計測装置本体の長手方向に沿って導入し、内部に導入された分岐ガスのガス組成の吸収度合いを受光部で計測すると共に、レーザ光が透過する透過窓を装置本体の両端部に有するレーザ計測装置と、を具備し、
前記レーザ計測装置は、
そのレーザ計測装置本体の長手方向中央の側壁面に設けられ、前記分岐管の一端が接続され、そのレーザ計測装置本体の内部に分岐ガスを導入するガス導入口と、
前記ガス導入口と、対向する側壁面であって、レーザ光導入端部とレーザ光送出端部との近傍に各々設けられ、内部に導入された分岐ガスを排出するガス排出口とを有することを特徴とするガス化燃料電池複合発電システムの運転方法。
【請求項３】
請求項１又は２において、
燃料電池の燃料排出ラインに内の硫化水素濃度を計測する出口側の硫化水素計測装置を設け、
燃料電池からの排出する排燃料ガス中の硫化水素の濃度を計測し、
入口側の硫化水素の総和から出口側の硫化水素の総和の差分を求め、
この差分の硫化水素濃度が所定閾値を超えた場合、別系統の燃料電池にガス化ガスの供給ラインを切替え、
次いで硫化水素が所定閾値を超えた燃料電池の燃料極にガスパージを行うことを特徴とするガス化燃料電池複合発電システムの運転方法。
【請求項４】
請求項３において、
パージ処理している燃料電池の燃料極のパージガス中の硫化水素濃度を、出口側の硫化水素計測装置で計測し、
パージガス中の硫化水素濃度が所定閾値となった際、パージガスの供給を停止し、触媒再生を終了することを特徴とするガス化燃料電池複合発電システムの運転方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ガス化ガス中の硫化水素計測装置及びそれを備えたガス化燃料電池複合発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
石炭の有効利用が着目されており、今後、石炭のクリーンな利用プロセスの需要が増加することが予測される。石炭を付加価値の高いエネルギー媒体に変換するためには、石炭をガス化する技術やガス化したものを精製する技術など、高度な技術が用いられる。
【０００３】
このようなシステムにおいて対応技術の一つと注目される石炭をガス化した石炭ガス化ガス（ガス化ガス）を精製して得られた精製ガスを、タービン用のガスとして適用する発電プラントや、メタノール、アンモニア等の化成品を合成するための原料として用いる化成品合成プラントが提案されている。ガス化ガスを用いて発電に適用する発電プラント設備として、例えば、石炭ガス化複合発電（Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ  Ｃａｌ  Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ  Ｃｏｍｂｉｎｅｄ  Ｃｙｃｌｅ：ＩＧＣＣ）システムが提案されている（例えば、特許文献１、２参照）。ＩＧＣＣシステムとは、石炭を高温高圧のガス化炉で可燃性ガスに転換してガス化ガスを生成し、そのガス化ガスを燃料としてガスタービンと蒸気タービンとにより複合発電を行うシステムをいう。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００４−３３１７０１号公報
【特許文献２】特開２０１１−１５７４８６号公報
【特許文献３】特開２０１２−１５９０３１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
ところで、近年石炭ガス化ガスをタービン以外にさらに燃料電池を組み合わせて、ガスタービン、蒸気タービン、燃料電池の３種の発電形態を組み合わせて、トリプル複合発電を行い、送電端効率の向上をはかる石炭ガス化燃料電池複合発電技術（ＩＧＦＣ）システムの提案がある（特許文献３参照）。
【０００６】
しかしながら、石炭ガス化ガス中には、硫化水素が含まれているので、ＩＧＣＣ設備に設置されている公知の脱硫手段で脱硫した後のガス化ガス中の硫化水素により燃料電池に用いる触媒が被毒するので、その再生を効率よく実施する方法の出現が切望されている。
【０００７】
そこで、燃料電池の触媒の被毒を事前に防止すると共に、その再生を効率よく実施することができるガス化燃料電池複合発電システムの運転方法を提供することを課題とする。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上述した課題を解決するための本発明の第１の発明は、燃料をガス化させるガス化炉と、ガス化した高圧のガス化ガス中の硫黄分を除去する脱硫手段と、前記脱硫後のガス化ガスを燃料として燃料電池の燃料極に供給する燃料供給ラインと、燃料供給ライン内の硫化水素濃度を計測する入口側の硫化水素計測装置と、脱硫後のガス化ガスを燃料として用いて発電する少なくとも２系統以上併設した燃料電池と、脱硫後のガス化ガス又は燃料電池からの排燃料ガスのいずれか一方又は両方を用いて発電するタービン設備と、燃料供給ラインに接続され、燃料極にガスパージするガスパージ手段と、を具備し、入口側の硫化水素計測装置の計測により、燃料電池に供給するガス化ガス中の硫化水素濃度が所定閾値を超えた場合、別系統の燃料電池にガス化ガスの供給ラインを切替え、次いで硫化水素が所定閾値を超えた燃料電池の燃料極にガスパージを行い、燃料極の触媒の触媒再生を行うことを特徴とするガス化燃料電池複合発電システムの運転方法にある。
【０００９】
第２の発明は、第１の発明において、前記硫化水素計測装置が、硫化水素（Ｈ2Ｓ）を含む高圧ガス化ガスの一部の分岐ガスを分岐する分岐管と、前記分岐管に介装され、分岐ガスのガス圧力を低下させる調圧弁と、レーザ送光部からのレーザ光をレーザ計測装置本体の長手方向に沿って導入し、内部に導入された分岐ガスのガス組成の吸収度合いを受光部で計測すると共に、レーザ光が透過する透過窓を装置本体の両端部に有するレーザ計測装置と、を具備し、前記レーザ計測装置は、そのレーザ計測装置本体の長手方向中央の側壁面に設けられ、前記分岐管の一端が接続され、そのレーザ計測装置本体の内部に分岐ガスを導入するガス導入口と、前記ガス導入口と、対向する側壁面であって、レーザ光導入端部とレーザ光送出端部との近傍に各々設けられ、内部に導入された分岐ガスを排出するガス排出口とを有することを特徴とするガス化燃料電池複合発電システムの運転方法にある。
【００１０】
第３の発明は、第１又は２の発明において、燃料電池の燃料排出ラインに内の硫化水素濃度を計測する出口側の硫化水素計測装置を設け、燃料電池からの排出する排燃料ガス中の硫化水素の濃度を計測し、入口側の硫化水素の総和から出口側の硫化水素の総和の差分を求め、この差分の硫化水素濃度が所定閾値を超えた場合、別系統の燃料電池にガス化ガスの供給ラインを切替え、次いで硫化水素が所定閾値を超えた燃料電池の燃料極にガスパージを行うことを特徴とするガス化燃料電池複合発電システムの運転方法にある。
【００１１】
第４の発明は、第３の発明において、パージ処理している燃料電池の燃料極のパージガス中の硫化水素濃度を、出口側の硫化水素計測装置で計測し、パージガス中の硫化水素濃度が所定閾値となった際、パージガスの供給を停止し、触媒再生を終了することを特徴とするガス化燃料電池複合発電システムの運転方法にある。
【発明の効果】
【００１２】
本発明によれば、燃料電池の燃料極での触媒の被毒を事前に防止すると共に、その再生を効率よく実施することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】図１は、実施例１に係るレーザ計測装置を有するガス化ガス中の硫化水素計測装置の概略図である。
【図２】図２は、実施例１に係る他のレーザ計測装置の概略図である。
【図３】図３は、実施例１に係る他のレーザ計測装置の概略図である。
【図４】図４は、実施例２に係るガス化燃料電池複合発電システムの概略図である。
【図５−１】図５−１は、実施例２のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。
【図５−２】図５−２は、実施例２のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。
【図６】図６は、ガス化ガスの供給時間とＨ2Ｓ量との関係図である。
【図７】図７は、実施例３に係るガス化燃料電池複合発電システムの概略図である。
【図８】図８は、ガス化ガスの供給時間と、触媒通過Ｈ2Ｓ量との関係図である。
【図９】図９は、ガス化ガスの供給時間と、Ｈ2Ｓ触媒被毒量との関係図である。
【図１０−１】図１０−１は、実施例３のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。
【図１０−２】図１０−２は、実施例３のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。
【図１１】図１１は、ガス化ガスの供給時間と、触媒の吸着されるＨ2Ｓ量と、脱離されるＨ2Ｓ量との関係図である。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下に添付図面を参照して、本発明の好適な実施例を詳細に説明する。なお、この実施例により本発明が限定されるものではなく、また、実施例が複数ある場合には、各実施例を組み合わせて構成するものも含むものである。
【実施例１】
【００１５】
図１は、実施例１に係るレーザ計測装置を有するガス化ガス中の硫化水素計測装置の概略図である。図２及び３は、実施例１に係る他のレーザ計測装置の概略図である。
【００１６】
図１に示すように、本実施例に係るガス化ガス中の硫化水素計測装置１０は、硫化水素（Ｈ2Ｓ）を含む高圧ガス化ガス１１の一部の分岐ガス１１ａを母管５４より分岐する分岐管５２と、前記分岐管５２に介装され、分岐ガス１１ａのガス圧力を低下させる調圧弁５３と、レーザ送光部１３からのレーザ光１４をレーザ計測装置本体（以下、「装置本体」という）１２の長手方向に沿って導入し、内部に導入された分岐ガス１１ａのガス組成の吸収度合いを受光部１５で計測すると共に、レーザ光１４が透過する透過窓１６Ａ、１６Ｂを装置本体の両端部に有するレーザ計測装置１７Ａと、を具備し、前記レーザ計測装置１７Ａは、その装置本体１２の長手方向中央の側壁面に設けられ、前記分岐管５２の一端５２ａが接続され、そのレーザ計測装置本体１２の内部に分岐ガス１１ａを導入するガス導入口１２ａと、前記ガス導入口１２ａと、１８０度対向する側壁面であって、レーザ光導入端部１２ｂとレーザ光送出端部１２ｃとの近傍に各々設けられ、内部に導入された分岐ガス１１ａを排出するガス排出口１２ｄ、１２ｅとを有するものである。
【００１７】
本実施例では、装置本体１２の長手方向中央の側壁面に設けられたガス導入口１２ａから導入される分岐ガス１１ａは、分岐管５２中に介装された調圧弁５３によりその圧力を低下させ、一定にさせている。
【００１８】
ここで、圧力の変動が発生する場合、特に高圧側に変動がおこると、吸収スペクトルのブロードニング（広がり）という現象が発生し、レーザ光の吸収スペクトル形状が変化がおこり、測定精度が悪化するので、一定とするようにしている。
【００１９】
分岐ガス１１ａは、装置本体１２の側壁面から導入され、レーザ光１４と直交し、１８０度対向する位置に設けたガス排出部１２ｄ、１２ｅに向かって、層流状態で流れる。この層流状態の分岐ガス１１ａを、送光部１３からのレーザ光１４が装置本体１２の長手方向に沿って送光する際、分岐ガス１１ａ中の硫化水素（Ｈ2Ｓ）を吸収し、この吸収したレーザ光を、半導体レーザ吸収分光法によりガス中のＨ2Ｓ濃度を受光部１５で計測するようにしている。
【００２０】
本実施例では、レーザ光１４の送光方向と直交する方向の層流とする際、分岐ガス１１ａは、装置本体１２の両端部近傍に設けたガス排出口１２ｄ、１２ｅに向かって排出するので、ガス排出口１２ｄ、１２ｅ間の距離だけガス流れ広がることとなる。この結果、この分岐ガス１１ａ中を通過する前記レーザ光１４の光路長Ｌがガス排出口１２ｄ、１２ｅ間の距離と略同一となる。
【００２１】
これは、硫化水素の検出感度は低い（例えば３ｐｐｍ／ｍ）ので、０．５ｐｐｍを検出する場合に、少なくとも装置本体のレーザ光１４の光路長Ｌを６ｍ程度とする必要があることによる。
【００２２】
ここで、半導体レーザとしては、レーザ光１４の波長が１μｍ〜９μｍの範囲とすればよく、好適には１．２μｍ〜２．０μｍの範囲とするとよい。
【００２３】
硫化水素を計測するレーザ装置としては、半導体（ＩｎＧａＡｓ）レーザ等を例示することができる。
なお、半導体レーザ装置に限定されず、赤外域（２〜９μｍ）に発振領域をもつ例えば量子カスケードレーザ等を適用することもできる。この量子カスケードレーザを用いる場合には、その出力はおよそ１ｍＷ程度とすればよい。
【００２４】
ここで、レーザ光１４が入射及び出射する際に透過する透過窓１６Ａ、１６Ｂは、例えば石英窓を用いることができる。
この透過窓１６Ａ、１６Ｂは、装置本体１２内の導入するガスが石炭ガス化ガスであり、煤塵が多く浮遊しているので、透過窓１６Ａ、１６Ｂの内面を清浄化するために、パージガス（Ｎ2）を導入するようにしている。
このパージガスとしては、窒素（Ｎ2）ガスを用いており、装置本体１２の内部のレーザ光導入端部１２ｂとレーザ光送出端部１２ｃ近傍に、各々設けたパージガス導入部１８ａ、１８ｂから内部に導入している。なお、パージガスとしては窒素（Ｎ2）ガス以外に不活性ガスであればよく、希ガス類などを例示できる。
【００２５】
ここで、図２に示すように、パージガス導入部１８ａ、１８ｂは、ガス排出口１２ｄ、１２ｅよりもレーザ光導入端部１２ｂとレーザ光送出端部１２ｃ側に設けることで、パージガスと混合することによる分岐ガス１１ａの希釈を防止している。
また、パージガス導入部１８ａ、１８ｂの先端部は、透過窓１６Ａ、１６Ｂに向かって斜めに設置され、パージガスが直接透過窓１６Ａ、１６Ｂの内面に当たるようにしている。窓のシール性が確保されるのであれば、ガス導入部１８ａ、１８ｂの先端部を、透過窓１６Ａ、１６Ｂと平行に設置してもよい。
【００２６】
また、図３に示すように、装置本体１２の内部のパージガス導入部１８ａ、１８ｂ近傍に設けられ、パージガス（Ｎ2）と分岐ガス１１ａとを分離しつつ、レーザ光１４を通過する通過孔１９ａ、１９ｂを有する隔壁１９、１９を設けるようにしてもよい。
【００２７】
ここで、隔壁１９、１９は、ガス排出口１２ｄ、１２ｅよりもレーザ光導入端部１２ｂとレーザ光送出端部１２ｃ側に設けることで、パージガスは光路長領域内に流入することなく、パージガスと混合することによる分岐ガス１１ａの希釈を防止している。
【００２８】
本実施例では、レーザ法を用いて、Ｈ2Ｓを計測しているが、このレーザ法以外にも、例えばＦＴＩＲ（フーリエ変換赤外分光）法、可視紫外吸収分析法などの光吸収法や、Ｈ2Ｓの酸化還元反応を利用した電気化学分析法なども例示されるほか、従来法であるガスクロマトグラフ分析法等も例示することができる。
【実施例２】
【００２９】
次に、実施例２に係るガス化燃料電池複合発電システムを用いてその運転方法について説明する。
図４は、本実施例に係るガス化燃料電池複合発電システムの概略図である。
本実施例では、実施例１のガス化ガス中の硫化水素計測装置１０を、ガス化燃料電池複合発電システムに組み入れたものである。なお、実施例１に示すガス化ガス中の硫化水素計測装置と同一の構成部材については、同一の符号を付して重複した説明は省略する。
【００３０】
図４に示すように、本実施例に係るガス化燃料電池複合発電システム５０Ａは、燃料である石炭をガス化させるガス化炉５１と、ガス化した高圧のガス化ガス１１中の硫黄分を除去する脱硫手段５５と、脱硫手段５５での脱硫後のガス化ガス１１中に残存する硫化水素を、燃料電池の入口側で計測する第１のガス化ガス中の硫化水素計測装置（以下「入口側Ｈ2Ｓ計」という）１０−１と、脱硫後のガス化ガス１１を燃料ガスとして用いて発電する２系統の燃料電池６０Ａ、６０Ｂと、燃料電池からの排燃料ガス１１Ａを用いて発電するタービン設備（ガスタービン、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）、蒸気タービンからなる）７０とを具備する。
図４中、符号Ｌ3、Ｌ4及びＬ5は燃料電池からの排燃料ガスをタービン設備７０側へ排出する排燃料ガスラインを図示する。
【００３１】
図５−１乃至図５−２は、本実施例のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。
先ず、図５−１に示すように、２系統ある燃料電池（ＳＯＦＣ）６０Ａ、６０Ｂの内、第１のＳＯＦＣ６０Ａを用いて発電を行っている場合について説明する。
脱硫手段５５で脱硫後のガス化ガス１１は、燃料ガスとして、第１のＳＯＦＣ６０Ａに第１の燃料供給ラインＬ1を介して、供給される。
この際、第１の燃料ラインＬ1に介装された開閉弁Ｖ1は開いており、ガス化ガス１１を第１のＳＯＦＣ６０Ａに導入していると共に、第２の燃料ラインＬ2に介装された開閉弁Ｖ3は閉じており、ガス化ガス１１の第２のＳＯＦＣ６０Ｂへの導入を停止している。
【００３２】
このような状態で、第１のＳＯＦＣ６０Ａに燃料ガスとして、ガス化ガス１１を供給する際、入口側に設けた入口側Ｈ2Ｓ計１０−１で計測することで、第１のＳＯＦＣ６０Ａへ導入するガス化ガス１１中のＨ2Ｓの総量をオンラインで計測することができる。
【００３３】
図６は、ガス化ガスの供給時間とＨ2Ｓ量との関係図であり、閾値が破線で示されている。
図６に示すような時間と共に、Ｈ2Ｓの総量が増加し、所定の閾値となった場合に、
第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒が被毒されていると判断する。
ここで、Ｈ2Ｓの総量の導出は、単位時間あたりの「Ｈ2Ｓ量＝Ｈ2Ｓ濃度×計測時間」にてあらわされ、その計測総時間にて積分したものをＨ2Ｓ総量としている。
【００３４】
この第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒被毒と判断すると、図５−２に示すように、第２のラインＬ2に介装された開閉弁Ｖ3を開いてガス化ガス１１を、第２のＳＯＦＣ６０Ｂに導入する。これと共に、第１の燃料供給ラインＬ1に介装された開閉弁Ｖ1を閉じ、ガス化ガス１１の第１のＳＯＦＣ６０Ａへの導入を停止する。
【００３５】
次いで、図５−２に示すように、パージガスとして窒素（Ｎ2）ガスを第１のＳＯＦＣ６０Ａへ供給するために、パージガス供給ラインＬ11に介装された開閉弁Ｖ11を開き、窒素ガスを第１のＳＯＦＣ６０Ａ内に導入する。なお、パージガスは、パージガス排出ラインＬ12に介装された開閉弁Ｖ12を開放することで、排気ガスとして排出される。
【００３６】
この窒素ガスのパージにより、被毒された触媒に付着している硫化水素が脱離され、触媒再生がなされる。
この結果、第１のＳＯＦＣ６０Ａでの触媒被毒された触媒が再生され、復活することとなるので、再度燃料電池として使用することができることとなる。
これは、パージガスとして供給される窒素ガスのガス分圧の関係から、吸着していた硫化水素が脱離することにより、触媒再生がなされることとなるからである。
【００３７】
なお、窒素ガス以外に、還元ガスとして例えば水素ガスを用いることで、触媒金属の還元が進行し、触媒再生を施すようにしてもよい。
【００３８】
また、窒素ガスと還元ガスとを併用し、脱離と触媒還元作用とを同時に行うようにしてもよい。
【００３９】
第１のＳＯＦＣ６０Ａを再生する間は、図５−２に示すように、第２のＳＯＦＣ６０Ｂを用いて燃料電池発電を行うと共に、引き続き入口側Ｈ2Ｓ計１０−１で計測することで、第２のＳＯＦＣ６０Ｂへ導入するガス化ガス１１中のＨ2Ｓの総量をオンラインで計測する。
そして、第１のＳＯＦＣ６０Ａと同様に、図６に示すような時間と共に、Ｈ2Ｓの総量が増加し、所定の閾値となった場合に、第２のＳＯＦＣ６０Ｂの触媒が被毒されていると判断する。
そして、先ほどの第１のＳＯＦＣ６０Ａの再生手順と同様に操作して、第２のＳＯＦＣ６０Ｂの触媒再生を実施する。
【００４０】
すなわち、本実施例に係るガス化燃料電池複合発電システムの運転方法は、燃料をガス化させるガス化炉５１と、ガス化した高圧のガス化ガス１１中の硫黄分を除去する脱硫手段５５と、前記脱硫後のガス化ガス１１を燃料として燃料電池の燃料極に供給する第１の燃料供給ラインＬ1と、燃料供給ラインＬ1内の硫化水素濃度を計測する入口側のＨ2Ｓ計１０−１と、脱硫後のガス化ガス１１を燃料として用いて発電する少なくとも２系統以上併設した燃料電池６０Ａ、６０Ｂと、該燃料電池からの排燃料ガスを用いて発電するタービン設備７０と、燃料供給ラインＬ1に接続され、パージガス供給ラインＬ11を介して第１及び第２のＳＯＦＣ６０Ａ、６０Ｂの燃料極にガスパージするガスパージ手段と、を具備し、入口側のＨ2Ｓ計１０−１の計測により、第１の燃料電池６０Ａに供給するガス化ガス中の硫化水素濃度が所定閾値を超えた場合、別系統の第２の燃料電池６０Ｂにガス化ガスの供給ラインを切替え、次いで硫化水素が所定閾値を超えた第１の燃料電池６０Ａの燃料極にガスパージを行い、燃料極の触媒の触媒再生を行うようにするものである。
本実施例では、燃料電池からの排燃料ガスをタービン設備７０へ供給しているが、脱硫手段５５で脱硫したガスの一部を燃料電池に供給し、脱硫後のガス化ガスと燃料電池からの排燃料ガスとの両方を併合して、タービン設備７０へ供給するようにしてもよい。
【００４１】
これにより、燃料電池６０Ａ、６０Ｂの燃料極での触媒の被毒を事前に防止すると共に、その再生を効率よく実施することができる。
【実施例３】
【００４２】
次に、実施例３に係るガス化燃料電池複合発電システムを用いてその運転方法について説明する。
図７は、本実施例に係るガス化燃料電池複合発電システムの概略図である。なお、実施例２に示すガス化燃料電池複合発電システムと同一の構成部材については、同一の符号を付して重複した説明は省略する。
【００４３】
図７に示すように、本実施例に係るガス化燃料電池複合発電システム５０Ｂは、燃料電池の出口側でも硫化水素の濃度を計測する第２のガス化ガス中の硫化水素計測装置（以下「出口側Ｈ2Ｓ計」という）１０−２Ａ、１０−２Ｂを設けている。
図１０−１乃至図１０−２は、本実施例のガス化燃料電池複合発電システムの運転状況を示す概略図である。
先ず、図１０−１に示すように、２系統ある燃料電池（ＳＯＦＣ）６０Ａ、６０Ｂの内、第１のＳＯＦＣ６０Ａを用いて発電を行っている場合について説明する。
脱硫手段５５で脱硫後のガス化ガス１１は、燃料ガスとして第１のＳＯＦＣ６０Ａに第１の燃料供給ラインＬ1を介して、供給される。
この際、第１の燃料供給ラインＬ1に介装された開閉弁Ｖ1は開いており、ガス化ガス１１を第１のＳＯＦＣ６０Ａに導入していると共に、第２の燃料供給ラインＬ2に介装された開閉弁Ｖ3は閉じており、ガス化ガス１１の第２のＳＯＦＣ６０Ｂへの導入を停止している。
【００４４】
このような状態で、第１のＳＯＦＣ６０Ａに燃料ガスとして、ガス化ガス１１を供給する際、入口側に設けた入口側Ｈ2Ｓ計１０−１で計測することで、第１のＳＯＦＣ６０Ａへ導入するガス化ガス１１中のＨ2Ｓの総量をオンラインで計測することができる。
【００４５】
実施例２では、図６に示すように、時間と共に、Ｈ2Ｓの総量が増加し、所定の閾値となった場合に、第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒が被毒されていると判断していた。
ところで、硫化水素の総和で触媒被毒を判断する場合、実際に被毒しているか否かは、被毒量を判断するほうが望ましい。
【００４６】
そこで、本実施例では、第１のＳＯＦＣ６０Ａの出口側の排燃料ラインＬ3においても、第１の出口側Ｈ2Ｓ計１０−２Ａを設け、第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒を通過した硫化水素の通過量を計測する。
【００４７】
図８は、ガス化ガスの供給時間と、触媒通過Ｈ2Ｓ量との関係図である。
この図８の触媒通過したＨ2Ｓ量を、図６に示すＨ2Ｓ総和量から引くことで、実際に触媒に付着したＨ2Ｓ被毒量が推定される。
【００４８】
図９は、ガス化ガスの供給時間と、Ｈ2Ｓ触媒被毒量との関係図である。
そして、Ｈ2Ｓ触媒被毒量の閾値を予め決定しておき、この閾値に達したと判断した際に、第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒が被毒されていると判断する。
これにより実施例２よりも触媒被毒の判定が確実となる。
すなわち、実施例２では、Ｈ2Ｓの総量のみで判断していたので、実際に被毒していない場合にも、触媒再生を実施することとなる。
これに対し、本実施例では、触媒被毒量の閾値に達した場合に、触媒再生を実施するので、触媒被毒の判断が確実となり、適切な触媒再生を実施することができる。
【００４９】
この第１のＳＯＦＣ６０Ａの触媒被毒と判断すると、図１０−２に示すように、第２の燃料供給ラインＬ2に介装された開閉弁Ｖ3を開いてガス化ガス１１を、第２のＳＯＦＣ６０Ｂに導入する。これと共に、第１の燃料供給ラインＬ1に介装された開閉弁Ｖ1を閉じ、ガス化ガス１１の第１のＳＯＦＣ６０Ａへの導入を停止する。
【００５０】
次いで、パージガスとして窒素（Ｎ2）ガスを第１のＳＯＦＣ６０Ａへ供給するために、パージガス供給ラインＬ11に介装された開閉弁Ｖ11を開き、窒素ガスを第１のＳＯＦＣ６０Ａ内に導入する。なお、パージガスは、パージガス排出ラインＬ12に介装された開閉弁Ｖ12を開放することで、排気ガスとして排出される。
【００５１】
この窒素ガスのパージにより、被毒された触媒に付着している硫化水素が脱離され、触媒再生がなされる。
この結果、第１のＳＯＦＣ６０Ａでの触媒被毒された触媒が再生され、復活することとなるので、再度燃料電池として使用することができることとなる。
これは、パージガスとして供給される窒素ガスのガス分圧の関係から、吸着していた硫化水素が脱離することにより、触媒再生がなされることとなるからである。
【００５２】
本実施例では、この窒素パージが確実になされているかを判断するために、第１のＳＯＦＣ６０Ａの出口側の排燃料ガスラインＬ3に設置された出口側Ｈ2Ｓ計１０−２Ａを用いて、パージにより脱離された硫化水素の総量を計測している。
図１１は、ガス化ガスの供給時間と、触媒の吸着されるＨ2Ｓ量と、脱離されるＨ2Ｓ量との関係図である。
この図１１により、実際に脱離されたＨ2Ｓ量を把握することができ、パージの終了を確認することができる。
【００５３】
すなわち、パージ終了以降、窒素パージをしても、脱離する硫化水素がないので、無駄なパージとなり、燃料電池の稼働時間も減少するからである。
この結果、パージの終了が確認でき、適正なパージ時間を図ることができる。
【００５４】
なお、第１のＳＯＦＣ６０Ａを再生する間は、実施例２と同様にして、第２のＳＯＦＣ６０Ｂを用いて燃料電池発電を行うと共に、引き続き入口側Ｈ2Ｓ計１０−１で計測することで、第２のＳＯＦＣ６０Ｂへ導入するガス化ガス１１中のＨ2Ｓの総量をオンラインで計測する。その際、第２のＳＯＦＣ６０Ｂの出口側においても、第２の出口側Ｈ2Ｓ計１０−２Ｂを設置することで、触媒パージのタイミングを把握することができる。
そして、第２のＳＯＦＣ６０Ｂの触媒が被毒されていると判断した場合には、第１のＳＯＦＣ６０Ａの再生手順と同様に操作して、第２のＳＯＦＣ６０Ｂの触媒再生を実施する。
【００５５】
すなわち、本実施例に係るガス化燃料電池複合発電システムの運転方法は、燃料をガス化させるガス化炉５１と、ガス化した高圧のガス化ガス１１中の硫黄分を除去する脱硫手段５５と、前記脱硫後のガス化ガス１１を燃料として燃料電池の燃料極に供給する燃料供給ラインＬ1と、燃料供給ラインＬ1内の硫化水素濃度を計測する入口側のＨ2Ｓ計１０−１と、脱硫後のガス化ガス１１を燃料として用いて発電する少なくとも２系統以上併設した燃料電池６０Ａ、６０Ｂと、燃料電池からの排燃料ガス１１Ａを用いて発電するタービン設備７０と、燃料供給ラインＬ1に接続され、パージガス供給ラインＬ11を介して燃料電池６０Ａ、６０Ｂの燃料極にガスパージするガスパージ手段と、燃料電池の排燃料ガス出Ｌ3に内の硫化水素濃度を計測する出口側のＨ2Ｓ計１０−２と、を具備し、燃料電池からの排出する排燃料ガス中の硫化水素の濃度を出口側のＨ2Ｓ計１０−２で計測し、入口側のＨ2Ｓ計１０−１で計測した硫化水素の総和から出口側の硫化水素の総和の差分を求める。この差分が燃料電池に吸着している硫化水素量に相当する。この差分の硫化水素濃度が所定閾値を超えた場合、別系統の第２の燃料電池６０Ｂにガス化ガス１１の供給ラインを切替え、次いで硫化水素が所定閾値を超えた第１の燃料電池６０Ａの燃料極にガスパージを行い、燃料極の触媒の触媒再生を行うようにするものである。
【００５６】
これにより、燃料電池６０Ａ、６０Ｂの燃料極に吸着している硫化水素量が定量できるため、精度よく触媒の被毒状況を把握することができ、その再生を効率よく実施することができる。
【符号の説明】
【００５７】
１０  ガス化ガス中の硫化水素計測装置
１０−１  入口側Ｈ2Ｓ計
１０−２Ａ  第１の出口側Ｈ2Ｓ計
１０−２Ｂ  第２の出口側Ｈ2Ｓ計
１１  硫化水素（Ｈ2Ｓ）を含む高圧ガス化ガス
１１ａ  分岐ガス
１２  レーザ計測装置本体（装置本体）
１３  レーザ送光部
１４  レーザ光
１５  受光部
１６Ａ、１６Ｂ  透過窓
１７Ａ〜１７Ｃ  レーザ計測装置
５０Ａ、５０Ｂ  ガス化燃料電池複合発電システム
５１  ガス化炉
５５  脱硫手段
６０  燃料電池（ＳＯＦＣ）
６０Ａ  第１のＳＯＦＣ
６０Ｂ  第２のＳＯＦＣ
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５−１】
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【図５−２】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０−１】
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【図１０−２】
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【図１１】
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