JP2009076327A - 燃料電池システムおよび燃料電池システムの停止方法 - Google Patents
燃料電池システムおよび燃料電池システムの停止方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2009076327A JP2009076327A JP2007244374A JP2007244374A JP2009076327A JP 2009076327 A JP2009076327 A JP 2009076327A JP 2007244374 A JP2007244374 A JP 2007244374A JP 2007244374 A JP2007244374 A JP 2007244374A JP 2009076327 A JP2009076327 A JP 2009076327A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- fuel cell
- reformed gas
- reformer
- cell system
- fuel
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/50—Fuel cells
Landscapes
- Fuel Cell (AREA)
Abstract
【課題】簡単な構成で少量の改質ガスにより改質器を充填可能な燃料電池システムを提供する。
【解決手段】燃料電池システム100は、改質ユニット140と燃料電池170とを連通させ、燃料電池170から流出される改質ガスを改質ユニット140に供給させる循環経路191と、循環経路191に設け循環経路191を流れる改質ガスを貯留可能な貯留タンク181を有し、改質器141の圧力が大気圧以下の状態で貯留タンク181に貯留した改質ガスを改質ユニット140に供給する改質ガス供給手段180とを備えた。
【選択図】図1
【解決手段】燃料電池システム100は、改質ユニット140と燃料電池170とを連通させ、燃料電池170から流出される改質ガスを改質ユニット140に供給させる循環経路191と、循環経路191に設け循環経路191を流れる改質ガスを貯留可能な貯留タンク181を有し、改質器141の圧力が大気圧以下の状態で貯留タンク181に貯留した改質ガスを改質ユニット140に供給する改質ガス供給手段180とを備えた。
【選択図】図1
Description
本発明は、燃料電池システムおよび燃料電池システムの停止方法に関する。特に、灯油などの炭化水素原料を用いる燃料電池システムに関する。
家庭用の電源として、水素と酸素の化学反応により発電する燃料電池が注目されており、開発が進められている。これと共に、燃料電池に供給する水素の製造装置として、灯油、天然ガス、アルコール等の炭化水素原料を改質し、水素を生成する改質装置が提案されている。
このような燃料電池システムを一般家庭に導入する際に、高効率下での運転パターンの一つとして起動停止運転(DSS運転)がある。燃料電池システムを停止する際に触媒の活性低下を抑制するために水蒸気を充填後にドライガスを充填する必要がある。ところが、灯油等の液体燃料を原料とした燃料電池システムでは、LPGや都市ガスを原料としたシステムと異なり原料ガスを充填ガスとして活用できない難点がある。灯油などの液体燃料型のシステムでドライガスとして自給できるのは、燃焼ガスと改質ガスのみである。その中で改質ガスを活用した充填処理が行われている(例えば、特許文献1、2参照)。
このような燃料電池システムを一般家庭に導入する際に、高効率下での運転パターンの一つとして起動停止運転(DSS運転)がある。燃料電池システムを停止する際に触媒の活性低下を抑制するために水蒸気を充填後にドライガスを充填する必要がある。ところが、灯油等の液体燃料を原料とした燃料電池システムでは、LPGや都市ガスを原料としたシステムと異なり原料ガスを充填ガスとして活用できない難点がある。灯油などの液体燃料型のシステムでドライガスとして自給できるのは、燃焼ガスと改質ガスのみである。その中で改質ガスを活用した充填処理が行われている(例えば、特許文献1、2参照)。
特許文献1に記載のものは、互いに連通された改質装置としての複数の触媒反応器と、触媒反応器に接続された外部に排出する排気ラインに設けられ、排気ラインのガスを貯留する貯留装置と、貯留装置に貯留されたガスを触媒反応器に供給するガス補給ラインと、運転中に貯留装置に排気ラインのガスを貯留し、運転停止後、触媒反応器内の圧力が負圧になったときに、貯留装置からガスを触媒反応器内に導入して負圧の上昇を抑制する負圧防止装置とを備える。
特許文献2に記載の燃料電池発電設備は、互いに連通された改質装置としての複数の触媒反応器と、触媒反応器に接続された外部に連通する排気ラインに設けられた貯留バッファとを備える。貯留バッファと排気ラインの全排気ライン内容積Vが、原料遮断弁から排気調節弁までに封入される全ガス量の停止時と常温常圧時の容積差ΔVよりも十分大きく設定されている。
運転停止後、触媒反応器内の圧力が負圧になったときに、排気ライン内のガスを触媒反応器内に導入して負圧の上昇を抑制する。
運転停止後、触媒反応器内の圧力が負圧になったときに、排気ライン内のガスを触媒反応器内に導入して負圧の上昇を抑制する。
ところで、改質装置をドライガスで充填する際には、凝縮水を生成させないレベルまで改質ガスを供給する必要があり、改質装置の温度低下による減圧対応も合わせて考慮する必要がある。
このため、特許文献1や特許文献2に記載のものでは、大量のガスを保持する大きなガス貯留部を備えたり、減圧時にドライガスを追加供給するための煩雑なシステム制御を備える必要がある。
このため、特許文献1や特許文献2に記載のものでは、大量のガスを保持する大きなガス貯留部を備えたり、減圧時にドライガスを追加供給するための煩雑なシステム制御を備える必要がある。
本発明の目的は、上述のような問題などに鑑み、簡単な構成で少量の改質ガスにより改質器を充填可能な燃料電池システムおよび燃料電池システムの停止方法を提供することである。
本発明の燃料電池システムは、炭化水素燃料を改質して、水素ガス(H2)を主成分とする改質ガスを製造する改質装置と、前記改質ガスを利用して発電する燃料電池とを有する燃料電池システムであって、前記改質装置と前記燃料電池とを連通させ、前記燃料電池から流出される前記改質ガスを前記改質装置へ供給させる循環経路と、この循環経路に設けられ、前記循環経路を流れる前記改質ガスを貯留可能な貯留装置を有し、前記改質装置の内圧が所定の圧力以下の状態で、前記貯留装置に貯留された前記改質ガスを前記改質装置に供給する改質ガス供給手段と、を具備したことを特徴とする。
このため、貯留装置に貯留された改質ガスは、改質装置の内部が所定の圧力になった際に、改質ガス供給手段により循環経路を通って、改質装置に充填される。したがって、簡単な構成により改質装置を改質ガスで充填することができる。また、改質装置が所定の圧力になった際に改質ガスを供給すればよいので、改質ガス供給量を調節でき、少量の供給量に抑えることができる。そして、改質ガスを貯留するための貯留装置の容積が小さくて済む。
このため、貯留装置に貯留された改質ガスは、改質装置の内部が所定の圧力になった際に、改質ガス供給手段により循環経路を通って、改質装置に充填される。したがって、簡単な構成により改質装置を改質ガスで充填することができる。また、改質装置が所定の圧力になった際に改質ガスを供給すればよいので、改質ガス供給量を調節でき、少量の供給量に抑えることができる。そして、改質ガスを貯留するための貯留装置の容積が小さくて済む。
本発明では、前記改質装置に水蒸気を導入して前記改質装置を冷却させる冷却手段を具備し、前記循環経路は、前記冷却手段にて前記改質装置に水蒸気を導入して冷却した後に、前記改質装置に改質ガスを供給して前記水蒸気を置換することが好ましい。
このため、水蒸気の導入により改質装置が冷えて、内圧を大きく低下させることができる。そして、改質装置の内圧が低下した後に、改質ガスを供給するので改質装置に供給するための改質ガスの量が少量で済む。
このため、水蒸気の導入により改質装置が冷えて、内圧を大きく低下させることができる。そして、改質装置の内圧が低下した後に、改質ガスを供給するので改質装置に供給するための改質ガスの量が少量で済む。
また、本発明では、前記改質ガス供給手段は、前記改質装置の内圧が周囲の気圧よりも低い状態で、前記改質ガスを前記改質装置に供給したことが好ましい。
このため、改質ガスが周囲の気圧よりも低い状態の改質装置に供給されるので、外部の空気が流入して改質装置の触媒が失活するなどの不都合が防止される。
このため、改質ガスが周囲の気圧よりも低い状態の改質装置に供給されるので、外部の空気が流入して改質装置の触媒が失活するなどの不都合が防止される。
そして、本発明では、前記循環経路には、前記貯留装置に連通し少なくとも一部の前記改質ガスが並列で流通可能に分岐された連通経路が設けられ、前記連通経路には、前記貯留装置より下流側に位置し、前記改質装置の内圧が周囲の気圧よりも低い状態で開口する改質ガス開閉弁が設けられたことが好ましい。
このため、循環経路に並列状に分岐し貯留装置に連通する連通経路に設けられた改質ガス開閉弁は、周囲の気圧よりも低い状態で開口し貯留装置の改質ガスが改質装置に流入するので、簡単な構成で改質装置に外部の空気が流入して改質装置の触媒が失活するなどの不都合が防止される。
このため、循環経路に並列状に分岐し貯留装置に連通する連通経路に設けられた改質ガス開閉弁は、周囲の気圧よりも低い状態で開口し貯留装置の改質ガスが改質装置に流入するので、簡単な構成で改質装置に外部の空気が流入して改質装置の触媒が失活するなどの不都合が防止される。
そして、本発明では、前記改質ガス供給手段は、前記改質装置の内圧が前記貯留装置の内圧よりも低い状態で、前記改質ガスを前記改質装置に供給したことが好ましい。
このため、改質装置の内圧が貯留装置の内圧よりも低いので、貯留装置に貯留された改質ガスは、改質装置に容易に流れる。したがって、改質装置に改質ガスを容易に充填できる。
このため、改質装置の内圧が貯留装置の内圧よりも低いので、貯留装置に貯留された改質ガスは、改質装置に容易に流れる。したがって、改質装置に改質ガスを容易に充填できる。
さらに、本発明では、前記改質ガス供給手段は、前記貯留装置に前記改質ガスを加圧して貯留することが好ましい。このため、改質装置の内部の圧力が貯留装置の圧力よりも高い状態でも、改質ガスを加圧することにより改質ガスを供給することができる。そして、加圧により改質ガスの供給量を調整することができる。
そして、本発明では、前記循環経路は前記貯留装置よりも上流側において、前記燃料電池から流出される前記改質ガスを循環させるとともに、前記貯留装置の前記改質ガスを加圧して供給する循環ブロワを有したことが好ましい。
このため、循環ブロワは、循環経路を通して改質ガスを改質装置に循環させることができるとともに、貯留装置に貯留させることができるので、共用化を図ることができ、構成が簡略化される。
このため、循環ブロワは、循環経路を通して改質ガスを改質装置に循環させることができるとともに、貯留装置に貯留させることができるので、共用化を図ることができ、構成が簡略化される。
そして、本発明では、前記循環経路には、前記貯留装置の上流側と下流側とに逆止弁が設けられたことが好ましい。このため、上流側の逆止弁は、貯留装置内の改質ガスが逆流することを防止する。一方、下流側の逆止弁は、改質装置内の改質ガスが貯留装置に逆流することを防止する。
また、本発明では、前記循環経路は、前記燃料電池から流出される流出ガスに含まれる前記改質ガスを分集して前記改質装置へ供給させる分離手段を有したことが好ましい。
このため、分離手段により得られた純度の高い改質ガスが改質装置に供給されるので、改質装置の内部に充填された触媒は活性が低下しない。
このため、分離手段により得られた純度の高い改質ガスが改質装置に供給されるので、改質装置の内部に充填された触媒は活性が低下しない。
さらに、本発明では、前記炭化水素燃料は灯油であることが好ましい。このため、改質装置の充填に灯油を改質した改質ガスを利用できる。
本発明の燃料電池システムの停止方法は、炭化水素原料を改質装置により水素ガス(H2)を主成分とする改質ガスに改質し、燃料電池がこの改質ガスを利用して発電する燃料電池システムの停止方法であって、前記燃料電池から流出された改質ガスを前記改質装置に循環させる循環経路に設けられた貯留装置に貯留し、前記改質装置に水蒸気を供給して前記改質装置を冷却し、前記貯留装置へ前記水蒸気を供給した後、前記循環経路を介して前記燃料電池から流出される前記改質ガスを前記改質装置へ供給して前記水蒸気を置換し、前記改質装置の内圧が所定の圧力以下の状態で、前記貯留装置に貯留された前記改質ガスを前記改質装置に供給することを特徴とする。
このような構成によれば、改質装置に水蒸気を充填した後、貯留装置に貯留された改質ガスを改質装置に充填するので、簡単な構成により少量の改質ガスで改質装置を充填することができる。
このような構成によれば、改質装置に水蒸気を充填した後、貯留装置に貯留された改質ガスを改質装置に充填するので、簡単な構成により少量の改質ガスで改質装置を充填することができる。
以下、本発明の燃料電池システムに係る一実施の形態について説明する。
本実施の形態では、炭化水素原料として灯油を利用する燃料電池システムの構成を例示するが、例えば灯油に限らず、軽油やナフサなどの各種液体燃料の他、例えば都市ガスやLPG(Liquefied Petroleum Gas)であるプロパンガスなどの気体燃料も対象とする各種燃料電池システムに利用できる。さらに、燃料電池に供給する燃料ガスを製造する製造装置などに適用できる。
図1は、本実施形態における燃料電池システムの概略構成を示すブロック図である。
図2は、本実施形態における燃料電池システムの燃料電池から流出された改質ガスの循環経路の概略構成を示すブロック図である。
本実施の形態では、炭化水素原料として灯油を利用する燃料電池システムの構成を例示するが、例えば灯油に限らず、軽油やナフサなどの各種液体燃料の他、例えば都市ガスやLPG(Liquefied Petroleum Gas)であるプロパンガスなどの気体燃料も対象とする各種燃料電池システムに利用できる。さらに、燃料電池に供給する燃料ガスを製造する製造装置などに適用できる。
図1は、本実施形態における燃料電池システムの概略構成を示すブロック図である。
図2は、本実施形態における燃料電池システムの燃料電池から流出された改質ガスの循環経路の概略構成を示すブロック図である。
[燃料電池システムの構成]
液体燃料供給手段110は、図1に示すように、液体燃料貯溜タンク111と、液体燃料供給経路112と、を備えている。
液体燃料貯溜タンク111は、例えば灯油などの液体燃料111Aを流出可能に貯溜する。液体燃料供給経路112は、液体燃料貯溜タンク111に接続され、液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aを流通させる。この液体燃料供給経路112は、液体燃料ポンプ112Aおよび燃料供給バルブ112Bを有し、一端が液体燃料貯溜タンク111に接続され他端が脱硫手段120に接続された燃料供給管112Cを備えている。そして、液体燃料供給経路112は、液体燃料ポンプ112Aの駆動により液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aを脱硫手段120へ流通させる。
なお、液体燃料供給手段110としては、液体燃料貯溜タンク111を備えた構成に限られるものではなく、例えば、別途設けられた液体燃料貯溜タンク111に接続されこの液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aを流通させる液体燃料供給経路112のみを備えた構成としてもよい。
液体燃料供給手段110は、図1に示すように、液体燃料貯溜タンク111と、液体燃料供給経路112と、を備えている。
液体燃料貯溜タンク111は、例えば灯油などの液体燃料111Aを流出可能に貯溜する。液体燃料供給経路112は、液体燃料貯溜タンク111に接続され、液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aを流通させる。この液体燃料供給経路112は、液体燃料ポンプ112Aおよび燃料供給バルブ112Bを有し、一端が液体燃料貯溜タンク111に接続され他端が脱硫手段120に接続された燃料供給管112Cを備えている。そして、液体燃料供給経路112は、液体燃料ポンプ112Aの駆動により液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aを脱硫手段120へ流通させる。
なお、液体燃料供給手段110としては、液体燃料貯溜タンク111を備えた構成に限られるものではなく、例えば、別途設けられた液体燃料貯溜タンク111に接続されこの液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aを流通させる液体燃料供給経路112のみを備えた構成としてもよい。
脱硫手段120は、脱硫器121と、図示しないバッファタンクと、などを備えている。
脱硫器121は、液体燃料貯溜タンク111から液体燃料供給経路112を介して例えば約300[ml/時間]で供給される液体燃料111Aを、液相吸着法により液体燃料111A中に含有される硫黄化合物を吸着除去する脱硫処理を実施する。この脱硫器121は、図示しない、脱硫剤容器と、脱硫加熱手段と、などを備えている。脱硫剤容器は、内部に脱硫剤が充填された略円筒状に形成され、軸方向の一端に液体燃料供給経路112の燃料供給管112Cの他端が接続され液体燃料111Aが流入される図示しない流入口を有し、軸方向の他端にバッファタンクに接続され脱硫剤と接触して流通する液体燃料111Aを流出させる図示しない流出口を有している。そして、脱硫器121は、脱硫剤容器の軸方向が略鉛直方向に沿う状態で、かつ流入口が鉛直方向の下方に向けて開口するとともに流出口が鉛直方向の上方に向けて開口する状態に設置される。すなわち、脱硫器121は、脱硫剤容器の下部から液体燃料111Aが流入され、鉛直方向の上方に向けて流通しつつ上部から流出させる状態に設置される。脱硫加熱手段は、例えば脱硫剤容器の外面に螺旋状に配設されたシーズヒータなどの電気ヒータを備え、脱硫剤容器の外面側から流通する液体燃料111Aを例えば200℃程度に加熱して脱硫処理を促進させる。なお、脱硫器121の外面には、電気ヒータとともに脱硫剤容器の外面を被覆して断熱する断熱材が設けられる。また、電気ヒータは、螺旋状に配設する構成に限らず、例えば脱硫剤容器の長手方向に沿って折り返すように配設するなどしてもよい。
脱硫器121は、液体燃料貯溜タンク111から液体燃料供給経路112を介して例えば約300[ml/時間]で供給される液体燃料111Aを、液相吸着法により液体燃料111A中に含有される硫黄化合物を吸着除去する脱硫処理を実施する。この脱硫器121は、図示しない、脱硫剤容器と、脱硫加熱手段と、などを備えている。脱硫剤容器は、内部に脱硫剤が充填された略円筒状に形成され、軸方向の一端に液体燃料供給経路112の燃料供給管112Cの他端が接続され液体燃料111Aが流入される図示しない流入口を有し、軸方向の他端にバッファタンクに接続され脱硫剤と接触して流通する液体燃料111Aを流出させる図示しない流出口を有している。そして、脱硫器121は、脱硫剤容器の軸方向が略鉛直方向に沿う状態で、かつ流入口が鉛直方向の下方に向けて開口するとともに流出口が鉛直方向の上方に向けて開口する状態に設置される。すなわち、脱硫器121は、脱硫剤容器の下部から液体燃料111Aが流入され、鉛直方向の上方に向けて流通しつつ上部から流出させる状態に設置される。脱硫加熱手段は、例えば脱硫剤容器の外面に螺旋状に配設されたシーズヒータなどの電気ヒータを備え、脱硫剤容器の外面側から流通する液体燃料111Aを例えば200℃程度に加熱して脱硫処理を促進させる。なお、脱硫器121の外面には、電気ヒータとともに脱硫剤容器の外面を被覆して断熱する断熱材が設けられる。また、電気ヒータは、螺旋状に配設する構成に限らず、例えば脱硫剤容器の長手方向に沿って折り返すように配設するなどしてもよい。
バッファタンクは、脱硫器121で脱硫処理された液体燃料111Aを一時的に貯溜するタンクである。バッファタンクには、貯溜する液体燃料111Aの液量を検出する液量センサが設けられている。この液量センサは、バッファタンクに所定量が貯溜される状態に、液体燃料供給経路112の液体燃料ポンプ112Aの駆動制御のために液量に関する信号を出力する。そして、このバッファタンクの下部には、脱硫燃料バルブ122Aおよび図示しない脱硫燃料ポンプを有した脱硫燃料経路122が接続され、貯溜する脱硫処理後の液体燃料111Aを気化手段130へ供給可能となっている。また、バッファタンクの上部には、気化した液体燃料111Aを排出、例えば改質装置としての改質ユニット140で燃焼される燃焼ガスとして供給させる図示しない燃焼ガス供給経路が接続されている。
気化手段130は、脱硫手段120の脱硫燃料経路122に接続され、脱硫手段120から供給される脱硫処理後の液体燃料111Aを気化させる。この気化手段130は、気化器131と、冷却手段としての熱交換装置132と、給水経路133と、などを備えている。なお、気化手段130は、改質ユニット140に一体的に構成されてもよい。
気化器131は、脱硫燃料経路122に接続され液体燃料111Aが供給されるとともに、熱交換装置132に接続され熱交換装置132から水蒸気が供給される。そして、気化器131は、液体燃料111Aおよび水蒸気を適宜混合して気化、すなわち原料ガスである気化液体燃料を生成させる。この気化器131は、改質ユニット140に接続され、水蒸気が混合されて気化した液体燃料111Aである気化液体燃料を改質器141へ供給する。
熱交換装置132は、改質ユニット140に接続され、改質器141から排気される排ガスを冷却させるとともに排ガスと熱交換させる水から水蒸気を生成させ、生成した水蒸気を気化器131へ供給させる。具体的には、熱交換装置132には、純水133Aを貯溜する純水タンク133Bが搬送ポンプ133Cおよび搬送バルブ133Dを有した給水経路133を介して接続され、純水タンク133Bから純水133Aが供給される。この純水133Aが改質器141からの排ガスと熱交換されて水蒸気として気化器131に供給される。なお、純水タンク133Bは、蒸留水などの不純物を含まない純水133Aを貯溜し、例えば水道水などが浄化されて適宜給水される構成が設けられていてもよい。
気化器131は、脱硫燃料経路122に接続され液体燃料111Aが供給されるとともに、熱交換装置132に接続され熱交換装置132から水蒸気が供給される。そして、気化器131は、液体燃料111Aおよび水蒸気を適宜混合して気化、すなわち原料ガスである気化液体燃料を生成させる。この気化器131は、改質ユニット140に接続され、水蒸気が混合されて気化した液体燃料111Aである気化液体燃料を改質器141へ供給する。
熱交換装置132は、改質ユニット140に接続され、改質器141から排気される排ガスを冷却させるとともに排ガスと熱交換させる水から水蒸気を生成させ、生成した水蒸気を気化器131へ供給させる。具体的には、熱交換装置132には、純水133Aを貯溜する純水タンク133Bが搬送ポンプ133Cおよび搬送バルブ133Dを有した給水経路133を介して接続され、純水タンク133Bから純水133Aが供給される。この純水133Aが改質器141からの排ガスと熱交換されて水蒸気として気化器131に供給される。なお、純水タンク133Bは、蒸留水などの不純物を含まない純水133Aを貯溜し、例えば水道水などが浄化されて適宜給水される構成が設けられていてもよい。
改質ユニット140は、気化手段130により水蒸気が混合されて気化された気化液体燃料を水素リッチな改質ガスに改質する。改質ユニット140は、改質手段としての改質器141と、CO変成装置としてのCO変成器142と、CO選択酸化器143と、を一体に備える。
改質器141は、内部に図示しないニッケル触媒などの改質触媒および加熱装置としてのバーナ141Aを備えている。バーナ141Aには、液体燃料貯溜タンク111に接続され搬送ポンプ144Aを有し液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aを搬送する燃料搬送経路144が接続されている。燃料搬送経路144は、図2に示すように、ストレーナ144Bを備える。また、バーナ141Aには、送気ブロワ145Aおよび送気バルブ145Bを有した送気経路145が接続され、送気ブロワ145Aの駆動により燃焼用空気が供給される。さらに、バーナ141Aには、詳細は後述する燃料電池170に接続され開閉バルブ146Aを有し燃料電池170から排出される流出物である燃料ガスを排出する返送手段としての燃料ガス供給経路146が接続されている。そして、バーナ141Aは、送気ブロワ145Aから供給される空気により、燃料搬送経路144を介して供給された液体燃料111Aおよび燃料ガス供給経路146を介して供給された燃料ガスを燃焼させ、改質器141に供給された気化液体燃料を水素リッチの燃料ガスに水蒸気改質する。このバーナ141Aの燃焼による高温の排ガスは、気化手段130の熱交換装置132に供給され、純水133Aとの熱交換により冷やされて外気中に排気される。
改質器141は、内部に図示しないニッケル触媒などの改質触媒および加熱装置としてのバーナ141Aを備えている。バーナ141Aには、液体燃料貯溜タンク111に接続され搬送ポンプ144Aを有し液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aを搬送する燃料搬送経路144が接続されている。燃料搬送経路144は、図2に示すように、ストレーナ144Bを備える。また、バーナ141Aには、送気ブロワ145Aおよび送気バルブ145Bを有した送気経路145が接続され、送気ブロワ145Aの駆動により燃焼用空気が供給される。さらに、バーナ141Aには、詳細は後述する燃料電池170に接続され開閉バルブ146Aを有し燃料電池170から排出される流出物である燃料ガスを排出する返送手段としての燃料ガス供給経路146が接続されている。そして、バーナ141Aは、送気ブロワ145Aから供給される空気により、燃料搬送経路144を介して供給された液体燃料111Aおよび燃料ガス供給経路146を介して供給された燃料ガスを燃焼させ、改質器141に供給された気化液体燃料を水素リッチの燃料ガスに水蒸気改質する。このバーナ141Aの燃焼による高温の排ガスは、気化手段130の熱交換装置132に供給され、純水133Aとの熱交換により冷やされて外気中に排気される。
CO変成器142は、改質器141から流出する水素リッチの燃料ガス中に含まれる一酸化炭素(CO)を二酸化炭素(CO2)に変成する。このCO変成器142は、図示し
ない銅系のCO変成触媒、例えばCu−ZnO−Al2O3の触媒が充填されてCO変成層を形成する内部空間を有したCO変成容器を備えている。
CO選択酸化器143は、酸化ブロワ143Aが接続されて空気が供給される。そして、CO選択酸化器143は、供給される空気中の酸素により、CO変成器142で変成されずに残留するCOをCO2に酸化させ、燃料ガス中のCOを除去する。
なお、CO選択酸化器143の他、COを吸着除去するなどの装置を設けるなどしてもよい。
ない銅系のCO変成触媒、例えばCu−ZnO−Al2O3の触媒が充填されてCO変成層を形成する内部空間を有したCO変成容器を備えている。
CO選択酸化器143は、酸化ブロワ143Aが接続されて空気が供給される。そして、CO選択酸化器143は、供給される空気中の酸素により、CO変成器142で変成されずに残留するCOをCO2に酸化させ、燃料ガス中のCOを除去する。
なお、CO選択酸化器143の他、COを吸着除去するなどの装置を設けるなどしてもよい。
酸素含有気体供給手段150は、酸素含有気体として例えば空気を燃料電池170へ供給する。
具体的には、酸素含有気体供給手段150は、ブロワ151と、一端がブロワ151に接続され他端が燃料電池170に接続された空気供給管152と、この空気供給管152に設けられた空気バルブ153と、を備えている。そして、ブロワ151の駆動により、空気供給管152を介して空気を燃料電池170へ供給する。
具体的には、酸素含有気体供給手段150は、ブロワ151と、一端がブロワ151に接続され他端が燃料電池170に接続された空気供給管152と、この空気供給管152に設けられた空気バルブ153と、を備えている。そして、ブロワ151の駆動により、空気供給管152を介して空気を燃料電池170へ供給する。
また、改質ユニット140のCO選択酸化器143には、燃料ガスバルブ163Aを有した燃料ガス供給経路163を介して燃料電池170が接続され、改質ユニット140で改質された水素リッチの改質ガス、例えば加湿器などにて60〜70℃程度に調整しつつ例えば純水タンク133Bから供給される純水133Aにて加湿した燃料ガスを燃料電池170へ供給する。
また、燃料ガス供給経路163は、燃料ガスバルブ163Aより上流側の位置で、バイパス経路165が接続されている。このバイパス経路165は、切替バルブ165Aを有し、燃料ガス供給経路146における開閉バルブ146Aより下流側に接続されている。そして、バイパス経路165は、燃料ガス供給経路163を流通する燃料ガスを、燃料ガス供給経路146を介して改質器141のバーナ141Aへ供給する。
開閉バルブ146Aは、貯留タンク181に改質ガスが所定量充填された際に開状態となり、負極172から排出されたガスの一部を燃料ガス供給経路146を介してバーナ141Aへ供給する。
また、燃料ガス供給経路163は、燃料ガスバルブ163Aより上流側の位置で、バイパス経路165が接続されている。このバイパス経路165は、切替バルブ165Aを有し、燃料ガス供給経路146における開閉バルブ146Aより下流側に接続されている。そして、バイパス経路165は、燃料ガス供給経路163を流通する燃料ガスを、燃料ガス供給経路146を介して改質器141のバーナ141Aへ供給する。
開閉バルブ146Aは、貯留タンク181に改質ガスが所定量充填された際に開状態となり、負極172から排出されたガスの一部を燃料ガス供給経路146を介してバーナ141Aへ供給する。
燃料電池170は、水素と酸素とを反応させて直流電力を発生させる。この燃料電池170は、例えば固体高分子型燃料電池で、正極171と、負極172と、正極171および負極172間に配設された図示しない高分子電解質膜と、を備えている。そして、正極171側には、酸素含有気体供給手段150から例えば加湿器で60〜70℃程度に加熱および加湿された空気が供給され、負極172側には例えば加湿器で加湿された水素リッチの燃料ガスが供給される。そして、燃料ガスの水素と空気中の酸素とが反応して水(純水133A)が生成されるとともに、正極171および負極172間に直流電力が発生する。
そして、負極172側は、上述したように改質器141のバーナ141Aに燃料ガス供給経路146を介して接続され、余った水素分をバーナ141Aの燃料として供給する。また、正極171側には、分離器175が接続されている。この分離器175には、正極171側から反応に利用された空気が供給され、気相分の空気と液相分の水(純水133A)とに分離する。なお、分離した空気は、外気に排気される。そして、分離器175には、純水タンク133Bが接続され、分離した水(純水133A)を純水タンク133Bへ供給する。
また、燃料電池170には、冷却装置177が設けられている。この冷却装置177は、燃料電池170に付設された熱回収装置177Aが設けられている。この熱回収装置177Aには、冷却水循環ポンプ178Aおよび熱交換器178Bを備えた冷却水循環経路178を介して純水タンク133Bが接続されている。そして、冷却装置177は、冷却水循環ポンプ178Aの駆動により、熱回収装置177Aと純水タンク133Bとの間で冷却水となる純水133Aを冷却水循環経路178で循環させ、発電に伴って発熱する燃料電池170を冷却させるとともに熱を回収する。熱交換器178Bは、循環され熱回収装置177Aで熱を回収した純水133Aと、例えば水道水などと熱交換させる。この熱交換により温められた水道水は、例えばお風呂などの他の設備に直接供給されて有効利用される。なお、水道水との熱交換の他、熱交換により得られる熱から発電させるなど、他の設備などに有効利用してもよい。
そして、負極172側は、上述したように改質器141のバーナ141Aに燃料ガス供給経路146を介して接続され、余った水素分をバーナ141Aの燃料として供給する。また、正極171側には、分離器175が接続されている。この分離器175には、正極171側から反応に利用された空気が供給され、気相分の空気と液相分の水(純水133A)とに分離する。なお、分離した空気は、外気に排気される。そして、分離器175には、純水タンク133Bが接続され、分離した水(純水133A)を純水タンク133Bへ供給する。
また、燃料電池170には、冷却装置177が設けられている。この冷却装置177は、燃料電池170に付設された熱回収装置177Aが設けられている。この熱回収装置177Aには、冷却水循環ポンプ178Aおよび熱交換器178Bを備えた冷却水循環経路178を介して純水タンク133Bが接続されている。そして、冷却装置177は、冷却水循環ポンプ178Aの駆動により、熱回収装置177Aと純水タンク133Bとの間で冷却水となる純水133Aを冷却水循環経路178で循環させ、発電に伴って発熱する燃料電池170を冷却させるとともに熱を回収する。熱交換器178Bは、循環され熱回収装置177Aで熱を回収した純水133Aと、例えば水道水などと熱交換させる。この熱交換により温められた水道水は、例えばお風呂などの他の設備に直接供給されて有効利用される。なお、水道水との熱交換の他、熱交換により得られる熱から発電させるなど、他の設備などに有効利用してもよい。
循環手段190は、燃料電池170に接続され、燃料電池170から流出する流出物、すなわち燃料電池170から排出される燃料ガスなどの気相分(以下、液体除去ガスと称す)を脱硫手段120より下流側に供給する。この循環手段190は、循環経路191と、貯溜手段192と、循環ブロワ193と、を備えている。
循環経路191は、第1循環バルブ191A11を有し、一端が燃料電池170の負極172側に接続すなわち燃料ガス供給経路146における開閉バルブ146Aより上流側に接続された第1流出物循環管191A1を備えている。また、この第1流出物循環管191A1の他端には、第2循環バルブ191B11を有する第2流出物循環管191B1が貯溜手段192を介して接続されている。この第2流出物循環管191B1は、第1流出物循環管191A1と接続された反対側の端部が脱硫手段120の下流側で気化手段130の気化器131より上流側、すなわち脱硫燃料経路122における脱硫燃料バルブ122Aより下流側に接続されている。さらに、第2流出物循環管191B1には、第2循環バルブ191B11より下流側に位置して、第3流出物循環管191C1が接続されている。この第3流出物循環管191C1は、第3循環バルブ191C11を有し、燃料搬送経路144における搬送ポンプ144Aより下流側でバーナ141Aより上流側、特に搬送ポンプ144Aの駆動を停止して液体燃料111Aの供給を停止した際に燃料搬送経路144中に残留し改質器141の熱により液体燃料111Aが気化してしまう位置より上流側に接続されている。
循環経路191は、第1循環バルブ191A11を有し、一端が燃料電池170の負極172側に接続すなわち燃料ガス供給経路146における開閉バルブ146Aより上流側に接続された第1流出物循環管191A1を備えている。また、この第1流出物循環管191A1の他端には、第2循環バルブ191B11を有する第2流出物循環管191B1が貯溜手段192を介して接続されている。この第2流出物循環管191B1は、第1流出物循環管191A1と接続された反対側の端部が脱硫手段120の下流側で気化手段130の気化器131より上流側、すなわち脱硫燃料経路122における脱硫燃料バルブ122Aより下流側に接続されている。さらに、第2流出物循環管191B1には、第2循環バルブ191B11より下流側に位置して、第3流出物循環管191C1が接続されている。この第3流出物循環管191C1は、第3循環バルブ191C11を有し、燃料搬送経路144における搬送ポンプ144Aより下流側でバーナ141Aより上流側、特に搬送ポンプ144Aの駆動を停止して液体燃料111Aの供給を停止した際に燃料搬送経路144中に残留し改質器141の熱により液体燃料111Aが気化してしまう位置より上流側に接続されている。
貯溜手段192は、循環経路191に設けられ、燃料電池170の負極172から流出される燃料ガスを貯溜する。この貯溜手段192には、気液分離手段192Aが設けられている。気液分離手段192Aは、負極172から循環経路191を流通し貯溜手段192に流入した流出ガスに含まれる改質ガスを気液分離する。具体的には、気液分離手段192Aは、貯溜手段192を構成する図示しない貯溜タンクに設けられ、燃料ガス中の液相分である水(純水133A)のみを純水タンク133Bへ流過させる図示しないドレントラップと、燃料ガス中の気相分のみを液体除去ガスとして循環経路191の下流側へ流通させるベントトラップとを備えている。
循環ブロワ193は、循環経路191の第2流出物循環管191B1における第2循環バルブ191B11より上流側に設けられている。循環ブロワ193の駆動により貯溜手段192に貯留された気相分は脱硫手段120より下流側へ供給されるとともに、改質ガス供給手段180に供給される。
循環ブロワ193は、循環経路191の第2流出物循環管191B1における第2循環バルブ191B11より上流側に設けられている。循環ブロワ193の駆動により貯溜手段192に貯留された気相分は脱硫手段120より下流側へ供給されるとともに、改質ガス供給手段180に供給される。
改質ガス供給手段180は、改質ガスを貯留可能な貯留タンク181を有し、燃料電池システム100の稼働停止の際に貯留タンク181に貯留された改質ガスを供給して改質ガスにて改質ユニット140内を置換および充填させる。貯留タンク181の容量は、少なくとも1回分の改質ユニット140内の置換および充填に必要な改質ガスの容積以上である。この改質ガス供給手段180は、改質ユニット140内の圧力が所定の圧力以下の状態で貯留タンク181内の改質ガスを改質ユニット140に供給する。改質ガス供給手段180は、連通経路としての副流路191B2に設けられ開閉可能な改質ガス開閉弁182と、貯留タンク181の上流側に設けられた逆止弁183Aと、貯留タンク181の下流側に設けられた逆止弁183Bとを有する。そして、貯留タンク181には内圧を検出する圧力計184が取り付けられている。貯留タンク181には圧力計に限らず、温度計が取り付けられていても良い。また、改質ガス供給手段180の両端部には、図2に示すように、バルブ181A、182Bが設けられている。バルブ181Aを閉状態とし、バルブ181Bを開状態とすることにより、貯留タンクに貯留された改質ガスを排出できる。
そして、燃料電池システム100は、システム全体の動作を制御する図示しない制御装置を備えている。
この制御装置は、液体燃料の流量制御、脱硫器121の脱硫加熱手段の加熱条件である電気ヒータへ供給する電力制御、改質器141のバーナ141Aの燃焼制御、熱交換装置132で水蒸気を生成させるための純水133Aの供給量制御や温度管理、発電量の管理、改質器への改質ガスによる充填処理などを実施する。
改質ガスの充填処理として、発電処理を停止する際には、予め水蒸気で改質器内を充填する。そして、改質器内が負圧状態になった際に、貯留タンク181の改質ガスにより、水蒸気を排出する。なお、改質ガスによる充填は、水蒸気による充填の後に行う場合に限られず、水蒸気による充填と同時に行ってもよい。
この制御装置は、液体燃料の流量制御、脱硫器121の脱硫加熱手段の加熱条件である電気ヒータへ供給する電力制御、改質器141のバーナ141Aの燃焼制御、熱交換装置132で水蒸気を生成させるための純水133Aの供給量制御や温度管理、発電量の管理、改質器への改質ガスによる充填処理などを実施する。
改質ガスの充填処理として、発電処理を停止する際には、予め水蒸気で改質器内を充填する。そして、改質器内が負圧状態になった際に、貯留タンク181の改質ガスにより、水蒸気を排出する。なお、改質ガスによる充填は、水蒸気による充填の後に行う場合に限られず、水蒸気による充填と同時に行ってもよい。
〔燃料電池システムの動作〕
次に、上述した燃料電池システム100における動作について、図1および2を参照して説明する。
(起動処理)
制御装置は、発電要求に関する信号を取得すると、各バルブが閉状態であることを確認する。すなわち液体燃料供給経路112の燃料供給バルブ112B、脱硫燃料経路122の脱硫燃料バルブ122A、循環経路191の第1循環バルブ191A11、第2循環バルブ191B11、第3循環バルブ191C11、給水経路133の搬送バルブ133D、酸素含有気体供給手段150の空気バルブ153、送気経路145の送気バルブ145B、燃料ガス供給経路146の開閉バルブ146A、バイパス経路165の切替バルブ165A、燃料ガス供給経路163の燃料ガスバルブ163A、改質ガス開閉弁182を閉状態に制御する。なお、発電要求に関する信号としては、利用者によるスイッチの切替操作などの入力操作、現在時刻を計時する計時手段があらかじめ設定された時刻になったことを認識するタイマ制御、電力負荷における電力消費の開始あるいは電力消費の増大などに伴う信号、低下蓄電池の蓄電量の低下に伴う信号などが例示できる。
そして、制御装置は、暖気処理を実施する。すなわち、制御装置は、図示しない起動用ヒータを動作させてバーナ141Aを加熱する。また、制御装置は、送気経路145の送気バルブ145Bを開状態にするとともに送気ブロワ145Aを駆動させ、改質器141のバーナ141Aに燃焼用空気を供給させる。さらに、制御装置は、冷却水循環経路178の冷却水循環ポンプ178Aを駆動させ、純水タンク133Bに貯留する純水133Aを、冷却装置177、熱交換器178Bおよび純水タンク133Bで循環させる。
次に、上述した燃料電池システム100における動作について、図1および2を参照して説明する。
(起動処理)
制御装置は、発電要求に関する信号を取得すると、各バルブが閉状態であることを確認する。すなわち液体燃料供給経路112の燃料供給バルブ112B、脱硫燃料経路122の脱硫燃料バルブ122A、循環経路191の第1循環バルブ191A11、第2循環バルブ191B11、第3循環バルブ191C11、給水経路133の搬送バルブ133D、酸素含有気体供給手段150の空気バルブ153、送気経路145の送気バルブ145B、燃料ガス供給経路146の開閉バルブ146A、バイパス経路165の切替バルブ165A、燃料ガス供給経路163の燃料ガスバルブ163A、改質ガス開閉弁182を閉状態に制御する。なお、発電要求に関する信号としては、利用者によるスイッチの切替操作などの入力操作、現在時刻を計時する計時手段があらかじめ設定された時刻になったことを認識するタイマ制御、電力負荷における電力消費の開始あるいは電力消費の増大などに伴う信号、低下蓄電池の蓄電量の低下に伴う信号などが例示できる。
そして、制御装置は、暖気処理を実施する。すなわち、制御装置は、図示しない起動用ヒータを動作させてバーナ141Aを加熱する。また、制御装置は、送気経路145の送気バルブ145Bを開状態にするとともに送気ブロワ145Aを駆動させ、改質器141のバーナ141Aに燃焼用空気を供給させる。さらに、制御装置は、冷却水循環経路178の冷却水循環ポンプ178Aを駆動させ、純水タンク133Bに貯留する純水133Aを、冷却装置177、熱交換器178Bおよび純水タンク133Bで循環させる。
この暖気処理の後、制御装置は、バーナ141Aの温度状態を確認する。そして、制御装置は、バーナ141Aがある程度の温度に暖まったことを認識すると、燃料搬送経路144の搬送ポンプ144Aを駆動させ、液体燃料貯溜タンク111に貯留する液体燃料111Aをバーナ141Aに供給するとともに、バーナ141Aの図示しない点火器を動作させ、液体燃料111Aを燃焼させて改質器141を加熱する。
さらに、制御装置は、バーナ141Aの火炎の温度を検知する。そして、制御装置は、バーナ141Aの火炎検知温度が所定の温度に達したことを認識すると、改質ユニット140の改質器141、CO変成器142およびCO選択酸化器143の各温度が所定の温度に達したか否かを検出する。そして、制御装置は、例えば、改質器141の改質触媒の温度が550℃以上でCO変成器142の温度が150℃に達したことを認識すると、還元・改質処理を実施する。
さらに、制御装置は、バーナ141Aの火炎の温度を検知する。そして、制御装置は、バーナ141Aの火炎検知温度が所定の温度に達したことを認識すると、改質ユニット140の改質器141、CO変成器142およびCO選択酸化器143の各温度が所定の温度に達したか否かを検出する。そして、制御装置は、例えば、改質器141の改質触媒の温度が550℃以上でCO変成器142の温度が150℃に達したことを認識すると、還元・改質処理を実施する。
この還元・改質処理では、制御装置は、脱硫手段120の脱硫燃料経路122の脱硫燃料バルブ122Aを開状態とするとともに図示しない脱硫燃料ポンプを駆動させ、脱硫手段120のバッファタンクに貯溜する脱硫処理された液体燃料111Aを気化手段130の気化器131へ供給させる。さらに、制御装置は、液体燃料供給経路112の燃料供給バルブ112Bを開状態とするとともに液体燃料ポンプ112Aを駆動させ、液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aを脱硫手段120の脱硫器121へ燃料供給管112Cを介して供給させる。この液体燃料111Aの脱硫器121への供給により、液体燃料111Aは、脱硫剤との接触により含有される硫黄化合物が吸着除去され、バッファタンクへ流入される。
また、制御装置は、給水経路133の搬送バルブ133Dを開状態とするとともに、気化手段130の給水経路133の搬送ポンプ133Cを駆動させ、純水タンク133Bに貯溜する純水133Aを熱交換装置132へ供給する。この純水133Aの供給により、熱交換装置132で改質器141からの排ガスとの熱交換により水蒸気が生成されて気化器131へ供給される。気化器131への液体燃料111Aの供給と、熱交換装置132から気化器131への水蒸気の供給とにより、液体燃料111Aは水蒸気と混合されて気化され気化液体燃料として改質器141へ供給される。
そして、制御装置は、バイパス経路165の切替バルブ165Aを開状態とし、気化器131から気化液体燃料として供給され改質ユニット140で改質処理されて流出するガスをバイパス経路165および燃料ガス供給経路146を介して改質器141のバーナ141Aへ供給する。すなわち、改質ユニット140における気化液体燃料の不安定な改質処理状態で処理された燃料ガスは、改質器141の安定加熱のための燃焼に利用される。
この気化液体燃料の改質器141への供給により改質器141から改質処理されて流出するガス(改質ガス)は水素ガスを比較的に高濃度に含有しているので、CO変成器142に流入することで、CO変成触媒が酸化されていても還元されることとなる。
また、制御装置は、給水経路133の搬送バルブ133Dを開状態とするとともに、気化手段130の給水経路133の搬送ポンプ133Cを駆動させ、純水タンク133Bに貯溜する純水133Aを熱交換装置132へ供給する。この純水133Aの供給により、熱交換装置132で改質器141からの排ガスとの熱交換により水蒸気が生成されて気化器131へ供給される。気化器131への液体燃料111Aの供給と、熱交換装置132から気化器131への水蒸気の供給とにより、液体燃料111Aは水蒸気と混合されて気化され気化液体燃料として改質器141へ供給される。
そして、制御装置は、バイパス経路165の切替バルブ165Aを開状態とし、気化器131から気化液体燃料として供給され改質ユニット140で改質処理されて流出するガスをバイパス経路165および燃料ガス供給経路146を介して改質器141のバーナ141Aへ供給する。すなわち、改質ユニット140における気化液体燃料の不安定な改質処理状態で処理された燃料ガスは、改質器141の安定加熱のための燃焼に利用される。
この気化液体燃料の改質器141への供給により改質器141から改質処理されて流出するガス(改質ガス)は水素ガスを比較的に高濃度に含有しているので、CO変成器142に流入することで、CO変成触媒が酸化されていても還元されることとなる。
この還元・改質処理の後、制御装置は、改質ユニット140における改質処理のための改質器141、CO変成器142およびCO選択酸化器143の各温度などの条件を確認する。この改質処理の条件が満たされたことを認識すると、酸化ブロワ143Aを駆動させてCO選択酸化器143へ空気を供給する。この空気の供給により、CO変成器142で変成されずに残留するCOをCO2に酸化させ、燃料ガス中のCOを除去させる。
そして、改質処理条件の確認後、改質ユニット140が安定したか否か、例えば安定する時間が経過したか否かを判断する。そして、制御装置は、改質ユニット140の安定時間が経過したことを認識すると、発電処理を実施する。
そして、改質処理条件の確認後、改質ユニット140が安定したか否か、例えば安定する時間が経過したか否かを判断する。そして、制御装置は、改質ユニット140の安定時間が経過したことを認識すると、発電処理を実施する。
すなわち、制御装置は、酸素含有気体供給手段150の空気バルブ153を開状態とするとともにブロワ151を駆動させ、空気を例えば60〜70℃に加熱しつつ純水タンク133Bから供給される純水133Aにて加湿する。そして、加湿した空気を燃料電池170の正極171へ供給させる。
さらに、制御装置は、バイパス経路165の切替バルブ165Aを閉状態とするとともに、燃料ガス供給経路163の燃料ガスバルブ163Aを開状態とし、改質ユニット140で改質された水素リッチの改質ガスを、例えば60〜70℃に調整しつつ純水タンク133Bから供給される純水133Aにて加湿する。そして、加湿した改質ガスを燃料電池170の負極172へ供給させる。
これら加湿された空気および改質ガスの供給により、燃料電池170では供給された燃料ガスの水素と供給された空気中の酸素とが反応して水(純水133A)を生成させるとともに、正極171および負極172間に直流電力を発生させる。そして、制御装置は、燃料電池170で発生する直流電力の電圧を確認し、発生した直流電力を制御装置の図示しないインバータを介して交流電力に変換させ、電力負荷へ供給させる。具体的には、外部からの商用交流電源を供給する状態から燃料電池システム100から家庭用電力として供給させる状態に切り替える。このようにして、所定の電圧で発電されたことを認識することで、定常運転処理に移行する。
さらに、制御装置は、バイパス経路165の切替バルブ165Aを閉状態とするとともに、燃料ガス供給経路163の燃料ガスバルブ163Aを開状態とし、改質ユニット140で改質された水素リッチの改質ガスを、例えば60〜70℃に調整しつつ純水タンク133Bから供給される純水133Aにて加湿する。そして、加湿した改質ガスを燃料電池170の負極172へ供給させる。
これら加湿された空気および改質ガスの供給により、燃料電池170では供給された燃料ガスの水素と供給された空気中の酸素とが反応して水(純水133A)を生成させるとともに、正極171および負極172間に直流電力を発生させる。そして、制御装置は、燃料電池170で発生する直流電力の電圧を確認し、発生した直流電力を制御装置の図示しないインバータを介して交流電力に変換させ、電力負荷へ供給させる。具体的には、外部からの商用交流電源を供給する状態から燃料電池システム100から家庭用電力として供給させる状態に切り替える。このようにして、所定の電圧で発電されたことを認識することで、定常運転処理に移行する。
そして、制御装置は、第2循環バルブ191B11、改質ガス開閉弁182を閉状態とし、第1循環バルブ191A11を開状態とする。そして、循環ブロワ193を駆動させると、貯溜手段192により分離された改質ガスは第2流出物循環管191B1と副流路191B2とに流入する。副流路191B2を流れる改質ガスは、逆止弁183Aを通って貯留タンク181に貯留される。改質ガスが所定量貯留されると、開閉バルブ146Aが開状態となり、負極172から流出する改質ガスの一部が燃料ガス供給経路146を流過してバーナ141Aに送られる。なお、負極172から流出する改質ガスの一部を燃料電池システム100の系外に排出しても良い。
(停止処理)
次に、燃料電池システム100における動作として、停止時の動作である停止処理について説明する。
まず、制御装置は、停止要求に関する信号を取得すると、停止処理を実施する。この停止要求に関する信号としては、利用者によるスイッチの切替操作などの入力操作、現在時刻を計時する計時手段があらかじめ設定された時刻になったことを認識するタイマ制御、電力負荷における電力消費の低下あるいは停止に伴う信号、蓄電池の蓄電量の低下に伴う信号などが例示できる。
すなわち、制御装置は、燃料電池170で発電している電力負荷への供給を遮断し、例えば商用交流電源を供給する状態に切り替える。また、制御装置の図示しないインバータをオフする。そして、制御装置は、燃料ガス供給経路163の燃料ガスバルブ163Aおよび燃料ガス供給経路146の開閉バルブ146Aを閉状態とし、改質ユニット140で改質された水素リッチの改質ガスの燃料電池170への供給を停止する。さらに、制御装置は、脱硫手段120の脱硫燃料経路122の脱硫燃料バルブ122Aを閉状態とするとともに図示しない脱硫燃料ポンプの駆動を停止させ、脱硫手段120のバッファタンクに貯溜する脱硫処理された液体燃料111Aの気化器131への供給を遮断する。また、制御装置は、液体燃料供給経路112の燃料供給バルブ112Bを閉状態とするとともに液体燃料ポンプ112Aの駆動を停止させ、液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aの脱硫器121への供給を停止する。
次に、燃料電池システム100における動作として、停止時の動作である停止処理について説明する。
まず、制御装置は、停止要求に関する信号を取得すると、停止処理を実施する。この停止要求に関する信号としては、利用者によるスイッチの切替操作などの入力操作、現在時刻を計時する計時手段があらかじめ設定された時刻になったことを認識するタイマ制御、電力負荷における電力消費の低下あるいは停止に伴う信号、蓄電池の蓄電量の低下に伴う信号などが例示できる。
すなわち、制御装置は、燃料電池170で発電している電力負荷への供給を遮断し、例えば商用交流電源を供給する状態に切り替える。また、制御装置の図示しないインバータをオフする。そして、制御装置は、燃料ガス供給経路163の燃料ガスバルブ163Aおよび燃料ガス供給経路146の開閉バルブ146Aを閉状態とし、改質ユニット140で改質された水素リッチの改質ガスの燃料電池170への供給を停止する。さらに、制御装置は、脱硫手段120の脱硫燃料経路122の脱硫燃料バルブ122Aを閉状態とするとともに図示しない脱硫燃料ポンプの駆動を停止させ、脱硫手段120のバッファタンクに貯溜する脱硫処理された液体燃料111Aの気化器131への供給を遮断する。また、制御装置は、液体燃料供給経路112の燃料供給バルブ112Bを閉状態とするとともに液体燃料ポンプ112Aの駆動を停止させ、液体燃料貯溜タンク111に貯溜する液体燃料111Aの脱硫器121への供給を停止する。
この停止処理の際、制御装置は、水蒸気による充填処理を実施する。停止処理時では改質ユニット140は高温であることから、熱交換装置132で水蒸気を生成させ気化器131を介して、改質ユニット140に流入させる。すなわち、改質ユニット140に残留する気化液体燃料や燃料ガスなどの改質ガスが水蒸気により押し出されるように、バイパス経路165,燃料ガス供給経路146を介してバーナ141Aへ流入し、水蒸気は改質ユニット140から燃料電池170の負極172までを充填する状態となる。この水蒸気の改質ユニット140への流入により、改質ユニット140の冷却が早まる。なお、水蒸気により改質ユニット140を充填処理する際、第2流出物循環管191B1の第2循環バルブ191B11を閉状態としてもよい。
この水蒸気の充填において、改質ユニット140に残留する気化液体燃料や燃料ガスなどの改質ガスをバーナ141Aに流過させず、循環手段190へ流入させ貯溜手段179で回収する構成としてもよい。水蒸気で充填する構成では、残留燃料等を改質ユニット140からごく短時間で排出できるものの、改質ユニット140は常温まで温度が下がり続けるため、内部の圧力は負圧の状態となる。
改質ユニット140の内部の圧力が、大気圧より小さくなると、給水経路133の搬送ポンプ133Cの駆動を停止させ、熱交換装置132への純水133Aの供給を停止させる。この純水133Aの供給停止により、水蒸気の発生が停止され、水蒸気による充填が停止される。
この水蒸気の充填において、改質ユニット140に残留する気化液体燃料や燃料ガスなどの改質ガスをバーナ141Aに流過させず、循環手段190へ流入させ貯溜手段179で回収する構成としてもよい。水蒸気で充填する構成では、残留燃料等を改質ユニット140からごく短時間で排出できるものの、改質ユニット140は常温まで温度が下がり続けるため、内部の圧力は負圧の状態となる。
改質ユニット140の内部の圧力が、大気圧より小さくなると、給水経路133の搬送ポンプ133Cの駆動を停止させ、熱交換装置132への純水133Aの供給を停止させる。この純水133Aの供給停止により、水蒸気の発生が停止され、水蒸気による充填が停止される。
そして、第2流出物循環管191B1の第2循環バルブ191B11を開状態にし、貯留タンク181に貯蔵された改質ガスを脱硫手段120の脱硫燃料経路122の下流側に供給する。
この改質ガスの供給により、改質ユニット140内の水蒸気がバイパス経路165、146を介してバーナ141Aへ押し出されるように流入し、改質ガスが改質器141、CO変成器142、およびCO選択酸化器143に順次流入して置換する状態となる。
そして、改質ユニット140の内部の圧力が正圧状態となったことを認識すると、第2流出物循環管191B1の第2循環バルブ191B11を閉状態として改質ガスの供給を中止させる。これにより、改質ガスは、燃料電池システムの停止中、改質ユニット140の内部に残留するので、触媒などを劣化させることがない。
そして、制御装置は、ブロワ151の駆動を停止させ、燃料電池170の正極171への空気の供給を停止させる。そしてさらに、制御装置は、送気ブロワ145Aの駆動を停止させ、バーナ141Aへの燃焼用空気の供給を停止させ、燃料電池システム100は稼働停止される。
この改質ガスの供給により、改質ユニット140内の水蒸気がバイパス経路165、146を介してバーナ141Aへ押し出されるように流入し、改質ガスが改質器141、CO変成器142、およびCO選択酸化器143に順次流入して置換する状態となる。
そして、改質ユニット140の内部の圧力が正圧状態となったことを認識すると、第2流出物循環管191B1の第2循環バルブ191B11を閉状態として改質ガスの供給を中止させる。これにより、改質ガスは、燃料電池システムの停止中、改質ユニット140の内部に残留するので、触媒などを劣化させることがない。
そして、制御装置は、ブロワ151の駆動を停止させ、燃料電池170の正極171への空気の供給を停止させる。そしてさらに、制御装置は、送気ブロワ145Aの駆動を停止させ、バーナ141Aへの燃焼用空気の供給を停止させ、燃料電池システム100は稼働停止される。
〔燃料電池システムの作用効果〕
本発明の燃料電池システム100は、改質ユニット140と燃料電池170とを連通させ、燃料電池170から流出される改質ガスを改質ユニット140に供給させる循環経路191と、循環経路191に設けられ、循環経路191を流れる改質ガスを貯留可能な貯留タンク181を有し、改質ユニット140の内圧が大気圧よりも低い状態で、貯留タンク181に貯留された改質ガスを改質ユニット140に供給する改質ガス供給手段180とを備える。
このため、貯留タンク181に貯留された改質ガスは、改質ユニット140の内部が大気圧よりも低い状態で、改質ガス供給手段180により副経路191B2、第2流出物循環管191B1を通って、改質ユニット140に充填される。したがって、簡単な構成で改質ユニット140を充填することができる。また、改質ユニット140の内圧が大気圧よりも低い状態となった際に改質ガスを供給すればよいので、改質ガス供給量を少なくできる。そして、貯留タンク181の容積が小さくて済む。
また、改質ガスが大気圧よりも低い状態の改質ユニット140に供給されるので、外部の空気が流入して改質ユニット140の触媒が失活するなどの不都合が防止される。
本発明の燃料電池システム100は、改質ユニット140と燃料電池170とを連通させ、燃料電池170から流出される改質ガスを改質ユニット140に供給させる循環経路191と、循環経路191に設けられ、循環経路191を流れる改質ガスを貯留可能な貯留タンク181を有し、改質ユニット140の内圧が大気圧よりも低い状態で、貯留タンク181に貯留された改質ガスを改質ユニット140に供給する改質ガス供給手段180とを備える。
このため、貯留タンク181に貯留された改質ガスは、改質ユニット140の内部が大気圧よりも低い状態で、改質ガス供給手段180により副経路191B2、第2流出物循環管191B1を通って、改質ユニット140に充填される。したがって、簡単な構成で改質ユニット140を充填することができる。また、改質ユニット140の内圧が大気圧よりも低い状態となった際に改質ガスを供給すればよいので、改質ガス供給量を少なくできる。そして、貯留タンク181の容積が小さくて済む。
また、改質ガスが大気圧よりも低い状態の改質ユニット140に供給されるので、外部の空気が流入して改質ユニット140の触媒が失活するなどの不都合が防止される。
燃料電池システム100では、改質ユニット140に水蒸気を導入し、改質ユニット140を冷却させる熱交換装置132を備え、熱交換装置132により改質ユニット140に水蒸気を導入した後に、副流路191B2および第2流出物循環管191B1を介して改質ガスを供給し、水蒸気を置換する。
このため、水蒸気の導入により改質ユニット140が冷えて、内圧を大きく低下させることができる。また、水蒸気により改質ユニット140の内圧が低下した後に、改質ガスを供給するので、改質ユニット140を充填するための改質ガスの量がさらに少量で済む。
このため、水蒸気の導入により改質ユニット140が冷えて、内圧を大きく低下させることができる。また、水蒸気により改質ユニット140の内圧が低下した後に、改質ガスを供給するので、改質ユニット140を充填するための改質ガスの量がさらに少量で済む。
そして、燃料電池システム100では、循環経路191には、貯留タンク181に連通し少なくとも一部の改質ガスが並列で流通可能に分岐された副流路191B2が設けられ、副流路191B2には、貯留タンク181より下流側に位置し、改質ユニット140の内圧が大気圧よりも低い状態で開口する改質ガス開閉弁182が設けられている。
このため、副流路191B2に設けられた改質ガス開閉弁182は、大気圧よりも低い状態で開口し貯留タンク181の改質ガスが改質ユニット140に流入するので、簡単な構成で改質ユニット140に外部の空気が流入して改質ユニット140の触媒が失活するなどの不都合が防止される。
このため、副流路191B2に設けられた改質ガス開閉弁182は、大気圧よりも低い状態で開口し貯留タンク181の改質ガスが改質ユニット140に流入するので、簡単な構成で改質ユニット140に外部の空気が流入して改質ユニット140の触媒が失活するなどの不都合が防止される。
そして、循環ブロワ193は、貯留タンク181よりも上流側に設けられ、燃料電池170から流出される改質ガスを循環させるとともに、改質ガスを貯留タンク181に貯留させる。
このため、循環ブロワ193は、循環経路191を通して改質ガスを改質ユニット140に循環させることができるとともに、改質ガスを貯留タンク181に貯留させることができるので、共用化を図ることができ、構成が簡略化される。
このため、循環ブロワ193は、循環経路191を通して改質ガスを改質ユニット140に循環させることができるとともに、改質ガスを貯留タンク181に貯留させることができるので、共用化を図ることができ、構成が簡略化される。
また、燃料電池システム100では、副流路191B2には、貯留タンク181の上流側と下流側とに逆止弁183A,183Bが設けられている。このため、上流側の逆止弁は、貯留タンク181内の改質ガスが逆流することを防止する。一方、下流側の逆止弁は、改質ユニット140内の改質ガスが貯留タンク181に逆流することを防止する。
また、循環経路191は、貯留タンク181よりも上流側において、燃料電池170から流出される流出ガスに含まれる改質ガスを分離する気液分離手段192Aを有する。
このため、気液分離手段192Aにより得られた純度の高い改質ガスは、貯留タンク181に貯留される。そして、貯留された純度の高い改質ガスが改質ガス供給手段180により改質ユニット140に供給されるので、改質ユニット140の内部に充填された触媒は、活性が低下しない。
気液分離手段192Aは、例えば、公知の乾燥剤や吸水剤を含む管などであってもよい。乾燥剤、吸収剤としては、シリカゲル、モレキュラーシーブ、塩化カルシウム、活性炭、活性アルミナ、シリカアルミナ、ケイ酸マグネシウム、硫酸銅などが挙げられる。
また、気液分離手段192Aは、乾燥材や吸水材などであってもよい。乾燥材、吸収材としては、フェルト、スポンジ、脱脂綿、不織繊維などが挙げられる。
このため、気液分離手段192Aにより得られた純度の高い改質ガスは、貯留タンク181に貯留される。そして、貯留された純度の高い改質ガスが改質ガス供給手段180により改質ユニット140に供給されるので、改質ユニット140の内部に充填された触媒は、活性が低下しない。
気液分離手段192Aは、例えば、公知の乾燥剤や吸水剤を含む管などであってもよい。乾燥剤、吸収剤としては、シリカゲル、モレキュラーシーブ、塩化カルシウム、活性炭、活性アルミナ、シリカアルミナ、ケイ酸マグネシウム、硫酸銅などが挙げられる。
また、気液分離手段192Aは、乾燥材や吸水材などであってもよい。乾燥材、吸収材としては、フェルト、スポンジ、脱脂綿、不織繊維などが挙げられる。
さらに、本発明では、炭化水素燃料は灯油である。このため、改質ユニット140の充填に灯油を改質した改質ガスを利用できる。
また、制御装置にて統括制御している。このため、温度、流量、バルブの開閉タイミング、ポンプの駆動停止タイミングなど、比較的に容易に制御でき、例えばソフトウェアによるプログラム制御などにて改質ガスの充填および循環制御の構築も容易で、特に停止・起動が比較的に頻繁に実施される家庭用のシステムとしても、自動制御も容易にできる。
なお、制御装置としては、複数の回路基板にて構成されるなど、1個体の形態に限らず、複数の制御回路がネットワークとして構築されたものなど、各種形態が適用できる。
なお、制御装置としては、複数の回路基板にて構成されるなど、1個体の形態に限らず、複数の制御回路がネットワークとして構築されたものなど、各種形態が適用できる。
〔実施の形態の変形例〕
なお、以上に説明した態様は、本発明の一態様を示したものであって、本発明は、前記した実施形態に限定されるものではなく、本発明の目的および効果を達成できる範囲内での変形や改良が、本発明の内容に含まれるものであることはいうまでもない。また、本発明を実施する際における具体的な構造および形状などは、本発明の目的および効果を達成できる範囲内において、他の構造や形状などとしても問題はない。
図3は、他の実施形態における燃料電池システムの燃料電池から流出された改質ガスの循環経路の概略構成を示すブロック図である。
なお、以上に説明した態様は、本発明の一態様を示したものであって、本発明は、前記した実施形態に限定されるものではなく、本発明の目的および効果を達成できる範囲内での変形や改良が、本発明の内容に含まれるものであることはいうまでもない。また、本発明を実施する際における具体的な構造および形状などは、本発明の目的および効果を達成できる範囲内において、他の構造や形状などとしても問題はない。
図3は、他の実施形態における燃料電池システムの燃料電池から流出された改質ガスの循環経路の概略構成を示すブロック図である。
改質ガス供給手段180は、改質ユニット140の内部が負圧状態になった際に、改質ガスを改質ユニット140に供給する構成としたが、例えば図3に示すように、改質ユニット140の内圧が貯留タンク181の内圧よりも高い状態で、改質ユニット140に改質ガスを供給する構成としてもよい。
この場合、循環ブロワ193を作動させることにより、貯留タンク181に貯留された改質ガスを改質ユニット140に流すことができるので、改質ガス開閉弁182を設ける必要がない。このため、改質ガス供給手段180の構成を簡単にできる。
この場合、循環ブロワ193を作動させることにより、貯留タンク181に貯留された改質ガスを改質ユニット140に流すことができるので、改質ガス開閉弁182を設ける必要がない。このため、改質ガス供給手段180の構成を簡単にできる。
そして、貯留タンク181は、常圧または低圧タンクである構成を示したが、中高圧タンクでもよい。また、貯留タンク181は、水素ガスを吸着できる有機金属化合物などの吸着剤を備えた水素吸蔵装置などでもよい。
また、改質ガス開閉弁182は、改質ユニット140の内圧が負圧状態となった際に、開状態となる構成を示したが、これに限られない。例えば、改質ユニット140には、圧力検値器が設けられ、圧力検値器が所定の圧力を検出すると、改質ガス開閉弁182が自動的に開口する構成でもよい。
また、改質ユニット140にはさらに温度検値器が設けられ、改質ユニット140の内部の圧力および温度が所定値以下の状態で際に、改質ガス開閉弁182が開口する構成でもよい。
また、改質ユニット140にはさらに温度検値器が設けられ、改質ユニット140の内部の圧力および温度が所定値以下の状態で際に、改質ガス開閉弁182が開口する構成でもよい。
そして、本発明の燃料電池システムとしては、制御装置で統括して運転制御する構成に限らず、例えば脱硫手段120や気化手段130、改質ユニット140などの構成毎に制御する構成としてもよい。
また、統括制御としてソフトウェアによる信号制御にてバルブの開閉やポンプあるいはブロワの駆動制御を実施する構成としたり、各構成のハードウェアで制御する構成としたりするなど、制御構成としてはいずれの構成が適用できる。
また、統括制御としてソフトウェアによる信号制御にてバルブの開閉やポンプあるいはブロワの駆動制御を実施する構成としたり、各構成のハードウェアで制御する構成としたりするなど、制御構成としてはいずれの構成が適用できる。
さらに、液体燃料を加熱して脱硫する構成としたが、例えば加熱することなく常温で脱硫処理する構成を適用することもできる。このような構成では、バッファタンクなどを省略することができ、加熱のためのエネルギ消費の防止もできる。
また、液体燃料の気化としては、水蒸気混合のみならず、例えば改質ユニット140からの排ガスとの熱交換により直接的に気化させて別途水蒸気を混合したり、エゼクタを用いたりするなど、各種気化装置を用いることができる。
また、燃料電池170は、固体高分子型に限らず、他の各種構成が適用できる。
また、液体燃料の気化としては、水蒸気混合のみならず、例えば改質ユニット140からの排ガスとの熱交換により直接的に気化させて別途水蒸気を混合したり、エゼクタを用いたりするなど、各種気化装置を用いることができる。
また、燃料電池170は、固体高分子型に限らず、他の各種構成が適用できる。
また、循環経路191は、貯留タンク181より上流側において、燃料電池170から流出される流出ガスに含まれる改質ガスを分離する気液分離手段192Aを有する構成を示したがこれに限られない。例えば、気液分離手段192Aは、貯留タンク181の下流側に設けることもできる。
さらに、副流路191B2には、貯留タンク181の上流側と下流側とに一対の逆止弁が設けられた構成としたが、例えば貯留タンク181の上流側および下流側のうち少なくともいずれか一方に設ける構成としてもよい。また、逆止弁は、例えば、スイング逆止弁、リフト逆止弁、ボール逆止弁、フート逆止弁などが挙げられる。さらに、逆止弁は、電磁弁であっても良い。
また、気化器131は、改質ユニット140に水蒸気を含むガスを導入する構成としたが、例えば、改質ユニット140に都市ガスやLPG(Liquefied Petroleum Gas)であるプロパンガスなどのドライガスを導入してもよい。このような構成によれば、水蒸気を含まないので、触媒の失活を防止できる。
本発明は、灯油などの液体燃料や液化石油ガスなどの炭化水素原料を用いて発電させる燃料電池システムにおいて、改質器を停止させる際の充填処理に利用できる。
100……燃料電池システム
111A…炭化水素原料としての液体燃料
132…冷却手段としての熱交換装置
140……改質ユニット
150……酸素含有気体供給手段
170……燃料電池
180……改質ガス供給手段
181……貯留装置としての貯留タンク
182……改質ガス開閉弁
183A,183B……逆止弁
191……循環経路
191B2……連通経路としての副流路
192A……気液分離手段
111A…炭化水素原料としての液体燃料
132…冷却手段としての熱交換装置
140……改質ユニット
150……酸素含有気体供給手段
170……燃料電池
180……改質ガス供給手段
181……貯留装置としての貯留タンク
182……改質ガス開閉弁
183A,183B……逆止弁
191……循環経路
191B2……連通経路としての副流路
192A……気液分離手段
Claims (11)
- 炭化水素燃料を改質して、水素ガス(H2)を主成分とする改質ガスを製造する改質装置と、前記改質ガスを利用して発電する燃料電池とを有する燃料電池システムであって、
前記改質装置と前記燃料電池とを連通させ、前記燃料電池から流出される前記改質ガスを前記改質装置へ供給させる循環経路と、
この循環経路に設けられ、前記循環経路を流れる前記改質ガスを貯留可能な貯留装置を有し、前記改質装置の内圧が所定の圧力以下の状態で、前記貯留装置に貯留された前記改質ガスを前記改質装置に供給する改質ガス供給手段と、
を具備したことを特徴とした燃料電池システム。 - 請求項1に記載の燃料電池システムであって、
前記改質装置に水蒸気を導入して前記改質装置を冷却させる冷却手段を具備し、
前記循環経路は、前記冷却手段にて前記改質装置に水蒸気を導入して冷却した後に、前記改質装置に改質ガスを供給して前記水蒸気を置換する
ことを特徴とした燃料電池システム。 - 請求項1または請求項2に記載の燃料電池システムであって、
前記改質ガス供給手段は、前記改質装置の内圧が周囲の気圧よりも低い状態で、前記改質ガスを前記改質装置に供給した
ことを特徴とした燃料電池システム。 - 請求項1ないし請求項3のいずれかに記載の燃料電池システムであって、
前記循環経路には、前記貯留装置に連通し少なくとも一部の前記改質ガスが並列で流通可能に分岐された連通経路が設けられ、
前記連通経路には、前記貯留装置より下流側に位置し、前記改質装置の内圧が周囲の気圧よりも低い状態で開口する改質ガス開閉弁が設けられた
ことを具備したことを特徴とした燃料電池システム。 - 請求項1または請求項2に記載の燃料電池システムであって、
前記改質ガス供給手段は、前記改質装置の内圧が前記貯留装置の内圧よりも低い状態で、前記改質ガスを前記改質装置に供給した
ことを特徴とした燃料電池システム。 - 請求項5に記載の燃料電池システムであって、
前記改質ガス供給手段は、前記貯留装置に前記改質ガスを加圧して貯留する
ことを特徴とした燃料電池システム。 - 請求項6に記載の燃料電池システムであって、
前記循環経路は、前記貯留装置よりも上流側において、前記燃料電池から流出される前記改質ガスを循環させるとともに、前記貯留装置の前記改質ガスを加圧して供給する循環ブロワを有した
ことを特徴とした燃料電池システム。 - 請求項1ないし請求項7のいずれかに記載の燃料電池システムであって、
前記循環経路には、前記貯留装置の上流側および下流側に逆止弁が設けられた
ことを特徴とした燃料電池システム。 - 請求項1ないし請求項8のいずれかに記載の燃料電池システムであって、
前記循環経路は、前記燃料電池から流出される流出ガスに含まれる前記改質ガスを分集して前記改質装置へ供給させる分離手段を有した
ことを特徴とした燃料電池システム。 - 請求項1ないし請求項9のいずれかに記載の燃料電池システムであって、
前記炭化水素燃料は灯油である
ことを特徴とした燃料電池システム。 - 炭化水素原料を改質装置により水素ガス(H2)を主成分とする改質ガスに改質し、燃料電池がこの改質ガスを利用して発電する燃料電池システムの停止方法であって、
前記燃料電池から流出された改質ガスを前記改質装置に循環させる循環経路に設けられた貯留装置に貯留し、
前記改質装置に水蒸気を供給して前記改質装置を冷却し、前記貯留装置へ前記水蒸気を供給した後、
前記循環経路を介して前記燃料電池から流出される前記改質ガスを前記改質装置へ供給して前記水蒸気を置換し、前記改質装置の内圧が所定の圧力よりも低い状態で、前記貯留装置に貯留された前記改質ガスを前記改質装置に供給する
ことを特徴とする燃料電池システムの停止方法。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007244374A JP2009076327A (ja) | 2007-09-20 | 2007-09-20 | 燃料電池システムおよび燃料電池システムの停止方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007244374A JP2009076327A (ja) | 2007-09-20 | 2007-09-20 | 燃料電池システムおよび燃料電池システムの停止方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2009076327A true JP2009076327A (ja) | 2009-04-09 |
Family
ID=40611108
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2007244374A Pending JP2009076327A (ja) | 2007-09-20 | 2007-09-20 | 燃料電池システムおよび燃料電池システムの停止方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2009076327A (ja) |
-
2007
- 2007-09-20 JP JP2007244374A patent/JP2009076327A/ja active Pending
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4463803B2 (ja) | Co2固定を伴うディーゼルスチームリフォーミング | |
JP4832614B2 (ja) | 水素生成装置、及び燃料電池システム | |
JP5636001B2 (ja) | 水素生成装置、燃料電池システム、及び水素生成装置の運転方法 | |
JP5028070B2 (ja) | 脱硫方法、脱硫装置、燃料電池用燃料ガスの製造装置、および、燃料電池システム | |
JP2009179487A (ja) | 水素製造システム | |
JP2008106172A (ja) | 脱硫装置、その方法、燃料電池用燃料ガスの製造装置、および、燃料電池システム | |
JP2010116304A (ja) | 改質装置、燃料電池システム、改質装置の運転方法 | |
WO2005057705A1 (ja) | 燃料電池システムの運転方法及び燃料電池システム | |
JP2008130266A (ja) | 燃料電池システムにおける凝縮水の循環方法 | |
JP2008081326A (ja) | Co変成装置、その方法、ならびに燃料電池システムおよびその運転制御方法 | |
JP5389520B2 (ja) | 燃料電池用改質装置 | |
JP2009076327A (ja) | 燃料電池システムおよび燃料電池システムの停止方法 | |
JP2008123864A (ja) | 燃料電池システムおよびその運転制御方法 | |
JP2005317489A (ja) | 固体酸化物形燃料電池システム | |
JP2010116312A (ja) | 改質器の運転制御方法、その装置、改質装置、および、燃料電池システム | |
JP2013032238A (ja) | 水素生成装置、および燃料電池システム | |
JP4610906B2 (ja) | 燃料電池発電システム及び燃料電池発電システムの起動方法 | |
JP2007335333A (ja) | 燃料電池用燃料ガスの製造装置、および、燃料電池システム | |
JP5738319B2 (ja) | 燃料電池システム | |
JP2009227722A (ja) | 脱硫装置、その方法、燃料電池用燃料ガスの製造装置、および、燃料電池システム | |
JP2008117562A (ja) | 燃料電池システムおよびその運転制御方法 | |
JP5544453B1 (ja) | 水素生成装置及び燃料電池システム | |
JP2007332002A (ja) | 改質装置、燃料電池用燃料ガスの製造装置、および、燃料電池システム | |
JP2010103045A (ja) | 燃料電池システムの運転制御方法 | |
JP2008207990A (ja) | Co変成装置、その方法、ならびに燃料電池システムおよびその運転制御方法 |