JP2010033884A - 燃料電池発電システムの運転方法 - Google Patents

Abstract

【課題】改質ガス冷却器の冷却温度を適正に制御して、外部からの水の補給をなくし、イオン交換樹脂によるイオン除去作業も不要として、ランニングコストを低減すること。
【解決手段】燃焼改質器１５で生成された改質ガスを当該改質ガス中の水蒸気が凝縮する温度まで冷却し改質反応で副生したアンモニアを溶解させた凝縮水を排水する改質ガス冷却器２２を備えた燃料電池発電システムにおいて、補給水配管４５から補給水を導入することなく、燃料電池発電システムの系内に入る水分と系内で生成する水分の合計と、系内から系外に排出される水分との収支が合うように改質ガス冷却器２２の温度を制御する。
【選択図】図１

Description

本発明は、バイオガス、消化ガス等を原燃料として利用する燃料電池発電システムの運転方法に係り、特に改質ガスを冷却する改質ガス冷却器を備えた燃料電池発電システムの運転方法に関する。

燃料電池は、燃料の有する化学エネルギーを、機械エネルギーや熱エネルギーを経由することなく直接電気エネルギーに変換する装置であり、高いエネルギー効率が実現可能である。良く知られた燃料電池の形態としては、電解質層を挟んで一対の電極を配置し、一方の電極（アノード側）に水素を含有する燃料ガスを供給するとともに他方の電極（カソード側）に酸素を含有する酸化ガスを供給するものであり、両極間で起きる電気化学反応を利用して起電力を得る。以下に、燃料電池で起きる電気化学反応を表す式を示す。（１）はアノード側に於ける反応、（２）はカソード側に於ける反応を表し、燃料電池全体では（３）式に表す反応が進行する。
Ｈ_２→２Ｈ^＋＋２ｅ⁻ ………（１）
１／２Ｏ_２＋２Ｈ^＋＋２ｅ⁻→Ｈ_２Ｏ ………（２）
Ｈ_２＋１／２Ｏ_２→Ｈ_２Ｏ ………（３）

燃料電池発電装置は、使用する電解質の種類により分類されるが、これらの燃料電池の中で、固体高分子形燃料電池、りん酸形燃料電池、溶融炭酸塩形燃料電池等では、その電解質の性質から、二酸化炭素を含んだ酸化ガスや炭酸ガスを使用することが可能である。そこで、通常これらの燃料電池では、空気を酸化ガスとして用い、メタノールや天然ガス等の炭化水素系の原燃料を水蒸気と反応(水蒸気改質)させて生成した水素を含むガスを燃料ガスとして用いている。

そのため、このような燃料電池を備える燃料電池システムには改質器が設けられており、この改質器において原燃料の改質を行ない、水素含有の燃料ガス（以下、「改質ガス」という）を生成している。改質器の後段にはＣＯ変成器を設置し、改質器で生成したＣＯをＨ_２Ｏと反応させて、Ｈ_２とＣＯ_２を生成し、水素濃度を高くしている。さらに、ＣＯ変成器の後段には、改質反応で副生したアンモニアを除去するために、改質ガス中の水蒸気が凝縮する温度まで冷却して、水蒸気の凝縮を行わせるとともに、この凝縮水にアンモニアを溶解させてアンモニアを除去している。改質器は従来の燃料電池システムにて常用されるものなど任意のものが適用可能である。一方、燃料電池本体は水素と酸素を反応させるので、生成水は回収して改質反応用の水として再利用している。

ところで、バイオガスや消化ガス中に含まれる窒素が改質反応の副反応としてアンモニアを生成する原因になっており、そのアンモニアはりん酸形燃料電池には有害であるため、アンモニアを除去するために改質ガス冷却器を設置して除去している。この際、アンモニアの含まれる凝縮水は外部に排水として排出しているために、燃料電池システムで改質用蒸気として使用する水が、この凝縮水を外部に排出しているために、システム内で賄い切れない場合がある。システム内で回収している水では賄いきれない場合は、上水などの水を補給している。

なお、都市ガスを燃料とする場合には、都市ガス中に窒素が混入する割合が低いので、改質ガス冷却器は設置しないで、改質ガスをそのまま燃料電池に導入し、排ガス冷却器で水を回収している。
特開２００７−１８８８９３号公報 特開平７−３７５９７号公報 特開２００３−３１２４７号公報

上記した通り、従来の燃料電池発電システムでは、改質ガス冷却器の凝縮水を外部に排出するために、運転条件によってはシステム内で回収している水が不足することになり、上水などの水を補給する必要が生じる。

しかしながら、補給される上水は回収した水より電気伝導度が高く、燃料電池の改質蒸気として使用するには、イオン交換樹脂などを通して、溶解しているイオンを除去する必要がある。そのために、イオン交換樹脂の消費量が多くなり、コスト高になるといった課題があった。

本発明は、以上のような実情に鑑みてなされたもので、改質ガス冷却器の冷却温度を適正に制御して、外部からの水の補給をなくし、イオン交換樹脂によるイオン除去作業も不要とした燃料電池発電システムを提供することを目的とする。

本発明の燃料電池発電システムの運転方法は、原燃料の改質を行って水素リッチな改質ガスを生成する改質器と、改質反応で副生した副生物を、前記改質ガスを冷却して生成させた凝縮水に溶解して当該凝縮水を排水する改質ガス冷却器と、前記改質ガス冷却器を流通後の改質ガスをアノードに、空気をカソードに供給される燃料電池本体と、前記燃料電池本体から排出されるアノードオフガスを改質器のバーナで燃焼させた後の燃焼排ガスとカソードオフガスとを冷却して得られた回収水を貯水し、余剰回収水を排水する排ガス冷却器とを具備した燃料電池発電システムの運転方法において、前記燃料電池発電システムに外部から補給水を供給することなく、前記貯水された回収水が設定貯水量以上を維持するように、前記改質ガス冷却器の凝縮温度を制御することを特徴とする。

この構成によれば、燃料電池発電システムに外部から補給水を供給することなく、前記貯水された回収水が設定貯水量以上を維持するように、前記改質ガス冷却器の凝縮温度を制御するので、改質反応で副生した副生物を溶解させた凝縮水を排水したとしても外部からの補給水の供給がない状態で運転できる。

本発明は、上記燃料電池発電システムの運転方法において、外気の温度、湿度、前記排ガス冷却器の凝縮温度に基づいて、前記余剰回収水の排水量を算出し、前記排水量が設定値以上となるように、前記改質ガス冷却気の凝縮温度を制御することを特徴とする。

これにより、排水量が設定値以上となるように、前記改質ガス冷却気の凝縮温度を制御するので、外部から補給水が入らない運転を実現できる。

本発明は、上記燃料電池発電システムの運転方法において、前記改質ガス冷却器の凝縮温度を、外気温に対応して予め設定された凝縮温度となるように制御することを特徴とする。これにより、年間を通して最も湿度及び外気温が低下する冬季の外気温に対応して改質ガス冷却器の凝縮温度を定めれば、改質ガス冷却器の凝縮温度を、年間を通して一定の凝縮水温度に制御しても、外部から補給水を供給することなく、回収水が設定貯水量以上を維持することができる。又は、季節ごとに各外気温に対応して改質ガス冷却器の凝縮温度を設定することもできる。

本発明は、上記燃料電池発電システムの運転方法において、前記改質ガス冷却器での凝縮温度を、生成する凝縮水量が設定値以上となる凝縮温度以下に制御することを特徴とする。これにより、生成する凝縮水量が設定値以上となるので、改質反応で復生した副生物を安定して凝縮水に溶解して配水することができる。

本発明は、上記燃料電池発電システムの運転方法において、前記改質ガス冷却器に通流させる冷却水量を制御して前記改質ガス冷却器の凝縮温度を調節する構成とすることができる。

本発明によれば、改質ガス冷却器の冷却温度を適正に制御して、外部からの水の補給をなくし、イオン交換樹脂によるイオン除去作業も不要として、ランニングコストを低減することができる。

以下、本発明の実施の形態について添付図面を参照して詳細に説明する。
図１は本発明の一実施の形態に係る燃料電池発電システムの全体構成図である。
本発明の一実施の形態に係る燃料電池発電システムは、下水汚泥を嫌気性発酵させたときに発生する消化ガスを燃料としている。燃料電池本体１１は、燃料極１２及び空気極１３からなる複数の単位セルと、当該単位セルを複数個重ねる毎に配設される冷却管を有する冷却板１４とから構成される。燃料電池本体１１の前段に、燃料改質系機器としての燃料改質器１５、脱流器１６及びＣＯ変成器１７が設けられている。

外部から供給される消化ガスを脱流器１６に導入して消化ガス中に含まれる硫化水素を除去した後、脱硫後の原燃料と水蒸気分離器１８で分離された水蒸気とをエジェクタ１９で混合してから燃料改質器１５に導入する。燃料改質器１５のバーナ１５ａへは、燃焼空気供給用のブロア２０が接続されていて、熱交換器２１を経由して燃焼用空気を供給している。燃料改質器１５では原燃料と水蒸気とを改質触媒下にてバーナ１５ａでのオフガス燃焼による燃焼熱により加熱して、水素に富む改質ガスを生成する。燃料改質器１５で生成された改質ガスは、ＣＯ変成器１７に通してＣＯ濃度を１％以下まで低減したのち、改質ガス冷却器２２へ導入する。改質ガス冷却器２２で改質ガスを約５０℃まで冷却して、改質ガス中の水分を凝縮させるとともに、改質ガス中に含まれるアンモニアを凝縮水に溶解させて除去している。アンモニアの除去された改質ガスは燃料電池本体１１の燃料極１２に供給する。燃料電池本体１１の空気極１３には反応空気ブロア２３によって反応用空気が供給されている。空気極１３から排出される電池反応後の空気は排ガス冷却器２４へと送られる。

一方、燃料極１２から電池反応に寄与しない水素を含むオフガスが、熱交換器２１を経て燃料改質器１５のバーナ１５ａに燃料として供給される。燃料改質器１５から出た燃焼排ガスは、熱交換器２１を経由して排ガス冷却器２４へと送られる。

燃料電池本体１１の冷却板１４の冷却管には、燃料電池本体１１の発電時に冷却水を循環させるため冷却水循環系が接続されている。冷却水循環系では、冷却水循環ポンプ２５によって水蒸気分離器１８から燃料電池本体１１の冷却板１４へ冷却水が送られると共に、冷却板１４を通る際の熱交換で昇温した冷却水が再び水蒸気分離器１８へ戻るようにしている。水蒸気分離器１８では、燃料電池本体１１の冷却管から排出された水と蒸気との二相流となった冷却水を、水蒸気と冷却水とに分離する。ここで分離された水蒸気は、燃料改質器１５に向かう原燃料と混入するためにエジェクタ１９へ送出される。また、熱交換器２６からパッケージ外へ高温冷却水を吐出し、排熱高温水熱交換装置２７にて熱交換し、その一部は空冷式冷却器２８を有する排熱処理装置２９へと送っている。空冷式冷却器２８にて排熱処理がなされた高温水は再びパッケージ内に取り込み、熱交換器３１及び排ガス冷却器２４へと戻している。また、排ガス冷却器２４のタンク２４ａから回収水を補給水ポンプ３２によって取り出し、水処理装置３３で純水化してから、給水ポンプ３４により冷却水循環系へ還流供給するようにしている。

排ガス冷却器２４には、上記した通り、燃焼排ガス系及び空気排出系がそれぞれ接続されており、プロセス排気は上部からパッケージ外へ排出され、凝縮水は下部のタンク２４ａに回収される。タンク２４ａに蓄えられた回収水は排熱低温水吐出ポンプ３５により排熱処理装置２９の空冷式冷却器２８へ送水して排熱処理している。排熱処理された冷却水は、排ガス冷却器２４へ戻して排ガス冷却用に用いると共に、改質ガス冷却器２２へ送水している。

改質ガス冷却器２２は、空冷式冷却器２８から供給される冷却水を改質ガスの冷却に用いた後、排出配管４０を経由して排ガス冷却器２４のタンク２４ａへ戻している。排出配管４０には電磁弁で構成された開閉弁４１を備えている。図示されていないコントローラによって、改質ガス冷却器２２の出口温度を測定する温度センサ４２の検出温度が目標温度となるように開閉弁４１を制御している。また、改質ガス冷却器２２において回収される凝縮水の水位を水位計４３で計測しており、アンモニアの溶解した凝縮水が所定水位を越え分だけ開閉弁４４を介して外部へ排出するようにしている。

次に、以上のように構成された燃料電池発電システムにおける補給水抑制運転動作について説明する。最初に、改質ガス冷却器２２の出口温度の決定方法について説明する。

本発明の燃料電池発電システムにおいては、補給水配管４５から補給水を導入することなく、燃料電池発電システムの系内に入る水分と系内で生成する水分の合計と、系内から系外に排出される水分との収支が合うように改質ガス冷却器２２の温度を制御する。補給水を供給することなく、燃料電池発電システムの水収支が合う場合、下式が成り立つ。
Ｗ_out＝Ｗ_ａ＋Ｗ_ｂ−Ｗ_ｃ−Ｗ_ｄ
Ｗ_ａ：系外から導入されるガス中の水分量
Ｗ_ｂ：原燃料ガスの燃焼により生成する水分量
Ｗ_ｃ：改質ガス冷却器の凝縮水量
Ｗ_ｄ：排ガス冷却器流通後の排気ガス中の水分量
Ｗ_out：回収水排出配管４６から排出される回収水排水量

すなわち、水収支がバランスしない（回収水が不足する）とは、Ｗ_ａ＋Ｗ_ｂ−Ｗ_ｃ−Ｗ_ｄの値が負の値となり、その分を補給水により補充する必要が生じる場合であり、水収支が合う（バランスする）状態は、Ｗ_ａ＋Ｗ_ｂ−Ｗ_ｃ−Ｗ_ｄの値が０以上であって、補給水の供給も回収水の排水もなく（Ｗ_out＝０）タンク２４aが一定水位を維持しているか、余剰の回収水（Ｗ_out＞０）を排水してタンク２４ａ内の貯水量が一定に維持されている状態である。

実際の運転条件の設定においては、回収水利用量の一時的な急増等による水不足を生じないよう安全を見てＷ_outの値を設定し、Ｗ_outの値がこの設定値以上となるように制御を行うことが好ましい。本実施例の１００ｋｗのりん酸形燃料電池発電システムにおいては、Ｗ_out が5kg/h以上となるように、水収支をバランスさせる制御を行っている。

次に、上式の各水分量の算出方法について説明する。
本実施例では、りん酸形燃料電池発電システムに、消化ガスを４７．３４Ｎｍ^３/ｈ（dry：消化ガス中の水分量を除いた流量の値）の流量で供給して運転する場合について説明する。尚、燃料電池発電システムに供給される消化ガス中の水分量は、嫌気性消化設備側に設けられたノックアウトドラムでの水分除去の条件に基づいて、その圧力と温度から算出され、さらにこの水分量を除いて前記消化ガス流量(dry)が求められる。

（１）改質ガス冷却器２２の凝縮水量（Ｗ_ｃ）の算出
改質ガス冷却器２２の凝縮水量（Ｗ_ｃ）は、下式から算出される。
Ｗ_ｃ＝消化ガス中の水分（ａ）＋改質用蒸気量（ｂ）−改質反応で消費した水分（ｃ）−改質ガス冷却器２２を出る改質ガス中の水分（ｄ）

（ａ）消化ガス中の水分
消化ガス中の水分量は、上記のとおりノックアウトドラムの温度及び圧力およびガス流量から算出され、本実施例では０．６１８ｋｇ／ｈであった。

（ｂ）改質用蒸気量としてエジェクタ１９に供給する蒸気量流量の測定値は６６．６００ｋｇ／ｈであった。

（ｃ）改質反応で消費した水分の算出
燃料改質器１５では、次式の反応が起こっている。
ＣＨ_４ ＋ Ｈ_２Ｏ → ＣＯ ＋ ３Ｈ_２ ・・・ （I）
ＣＨ_４ ＋ ２Ｈ_２Ｏ → ＣＯ_２ ＋ ４Ｈ_２ ・・・ （II）

上記（I）式の反応により消費された水の量を算出するに当たり、まず、改質ガス中のＣＯの量を次式より求めた。
改質ガス中のＣＯの量＝消化ガス流量*換算係数＊改質ガス中のＣＯ濃度
ここで、換算係数および改質ガス中のＣＯ濃度は、性能評価試験および運転条件により予め求められる値である。本実施例では、換算係数は3.0959、ＣＯ濃度は、０．５％dryであるので、
改質ガス中のＣＯの量＝47.34*3.0959＊0.005＝0.733[Ｎm³/h]
である。従って、上記（I）式の反応で消費された水の量は、
０．７３３／２２．４１４＊１８．０１５＝０．５８９[kg/h]
と算出された。

次に、上記（II）式の反応により消費された水の量を算出するに当たり、まず、（II）式で反応したメタンの量を求める。消化ガス中のメタンのうち、改質反応しなかった未反応の残メタンは、改質器の性能を示す改質率（本実施例では９３．７４％）から算出される。
残メタン量＝４７．３４＊（１−０．９３７４）＝２．９６３[Ｎm³/h]
従って、上記（II）式で反応したメタンの量は、消化ガス中のメタン濃度（測定値。本実施例では59.05％）から、上記残メタン量及び（I）式で反応したメタンの量（改質ガス中のＣＯモル数に同じ）を引いて、以下のように算出される。
（II）式で反応したメタン ＝47.34*0.5905-2.963-0.733＝24.258[Ｎm³/h]
従って、（II）式によりＣＨ_４ と反応した水の量は、
２４．２５８＊２／２２．４１４＊１８．０１５＝38.994[kg/h]
と算出された。
よって、改質反応で消費した水分は、0.589+38.994 ＝39.583[kg/h]である。

（ｄ）改質ガス冷却器２２流通後の改質ガス中の水分の算出
改質ガス中に含まれる水分量は、改質ガス流量（消化ガス流量(dry)*換算係数）と、改質ガス冷却器２２の温度および圧力（何れも測定値）及びの飽和水蒸気圧から次のように計算できる。なお、本実施例の改質ガス冷却器２２内の温度は５５℃、圧力は９．５ｋＰａ（ｇａｇｅ）、５５℃における飽和水蒸気圧は15.761kPa(abs)である。
従って、改質ガス冷却器２２から出て行く改質ガス中に含まれる水蒸気流量は、
47.34*3.0959*15.761/((9.5+101.325)-15.761)/22.414*18.015＝19.530[kg/h]
と算出される。

上記の（ａ）〜（ｄ）の値より、改質ガス冷却器２２にて取り除かれる凝縮水量（Ｗ_ｃ）は、次のように算出された。
Ｗｃ＝０．６１８＋６６．６００＋０．６１８−３９．５８３−１９．５３０
＝８．１０５[ｋｇ/ｈ]

（２）排ガス冷却器２４から排出される排気ガス中の水分量（Ｗ_ｄ）の算出
排ガス冷却器２４から排出される排気中の水分量は、排気ガス流量および排ガス冷却器２４の凝縮温度により決まる。排気ガス流量は、燃料電池の出力電流に基づいて制御される各ガスの供給流量から、次のように算出される。

まず、排気ガス中のＣＯ₂は、消化ガス中のＣＨ₄とＣＯ₂の合計、すなわち、消化ガス中に含まれる窒素は微量であることから、消化ガス流量に等しいと仮定して計算できる。窒素は、カソード空気と燃焼空気中の窒素の合計、酸素は、カソード空気と燃焼空気中の酸素からＣＨ₄の酸化に消費した量を引いた値となる。

本実施例の消化ガス流量(dry)が47.34Nm³/h、この時カソード空気供給量(dry)は、365.53Nm³/h、燃焼空気供給量(dry)は、120.476Nm³/hであるので、排ガス(dry)中の各気体とその合計は、次のように算出される。
ＣＯ₂ =47.34[Nm³/h]
Ｎ₂ =365.53*0.79+120.47*0.79=383.94[Nm³/h]
Ｏ₂ =365.53*0.21+120.47*0.21-47.34*0.5905*2=46.15[Nm³/h]
排気ガス流量=47.34+383.94+46.15=477.43[Nm³/h]

次に、排ガス冷却器２４の凝縮温度は、排熱処理設備２９の冷却水出口温度を一定に制御していることから、41.7℃（計測値）に維持されている。従って、当該温度の飽和水蒸気圧は8.070kPa(abs)であることから、排ガス冷却器２４から排出される排気ガス中の水分量（Ｗ_ｄ）は、以下のとおり算出される。
Ｗ_ｄ＝8.070/101.325*(477.43/22.414)/(1.0-8.070/101.325)*18.015＝33.207[kg/h]

（３）系外から導入されるガス中の水分量（Ｗ_ａ）の算出
カソード空気及び燃焼空気中に含まれる水分は、外気温および相対湿度の測定値および空気供給流量から算出できる。外気温２０℃、相対湿度６５％ＲＨのとき、飽和水蒸気圧2.3392kPaから、大気中の水蒸気のモル分率は、2.3392 [kPa]*0.65/101.325[kPa]＝0.015となる。従って、365.53 Nm³/hのカソード空気(dry)、120.476 Nm³/hの燃焼空気供給量(dry)と共に系内に導入される水分量は次のように算出される。
カソード空気中水分量＝365.53*0.015/(1-0.015)/22.414*18.015＝4.474[kg/h]
燃焼空気中水分量＝120.476*0.015/(1-0.015)/22.414*18.015＝1.475[kg/h]
また、消化ガス中の水分は、0.618[kg/h]であったから、系外から導入されるガス中の水分量（Ｗ_ａ）は、次のとおりである。
Ｗ_ａ＝0.618+4.474+1.475＝6.567 [kg/h]

（４）原燃料ガスの燃焼により生成する水分量（Ｗ_ｂ）の算出
改質反応、発電反応、アノードオフガスの燃焼により、消化ガス中のメタンが全て燃料することから、これらの反応による生成水の量は、原燃料ガスである消化ガス流量から次のように算出される。
47.34*0.5905*2/22.414*18.015＝44.936[kg/h]

（５）回収水排出配管４６から排出される回収水排水量（Ｗ_out）
（１）〜（４）で算出した各値から、下記のとおり算出される。
Ｗ_out＝Ｗ_ａ＋Ｗ_ｂ−Ｗ_ｃ−Ｗ_ｄ＝6.567+44.936-8.105-33.207＝10.191[kg/h]

上述の算出方法により、各条件下における回収水排水量（Ｗ_out）を計算することができる。図２に、外気温と改質ガス冷却器２２の凝縮温度に対する回収水排水量（Ｗ_out）を示す。外気温以外の条件が上記算出条件と同じ場合、外気温２０℃では、改質ガス冷却器２２の凝縮温度が５０℃でも5kg/h以上の回収水排水量（Ｗ_out）が維持できるが、外気温が２℃に下がった時に、5kg/h以上の回収水排水量（Ｗ_out）を維持するためには、改質ガス冷却器２２の凝縮温度が５４℃以上となるように改質ガス冷却器２２を制御する。

一方、改質ガス冷却器２２は、凝縮させた水に改質ガス中のアンモニアを溶解させて除去することを目的としているので、所定量の凝縮水を得るために凝縮温度の上限値を有する。図３に、凝縮温度を変えた場合の凝縮水量を示す。凝縮水量は、凝縮温度および改質ガス流量で決まる。本実施例では、必要凝縮水量を5kg/h以上とし、従って改質ガス冷却器２２の凝縮温度の上限値は５７℃となる。

改質ガス冷却器２２の凝縮温度の制御は、冷却水流量を調節することによって改質ガス冷却器２２内の改質ガス温度が設定温度になるようにする。具体的には、本実施例においては、外気温が２℃の場合の凝縮温度を５４℃以上５７℃以下に制御する。または、下限値と上限値の平均の５５．５℃を設定値として制御してもよい。

また、上述のように、湿度計の測定値をパラメーターとして制御を行えば精度が良く好ましいが、出力や運転条件によっては、外気の湿度を一定と仮定して（例えば６５％ＲＨ）定数とし、外気温の変化のみに対応して凝縮温度設定値を変更する制御としても水収支をバランスさせて運転可能である場合は、そのように制御を簡素化してもよい。

また、本発明の制御を行っていても、異常や急激な負荷上昇により回収水量が不足した場合は、補給水を供給する。この場合の制御は次のように行っても良い。

回収水排出配管４６に設けた流量計で流量の低下を検知したら、まず、改質ガス冷却器２２の設定温度を上限値まで上げて改質ガス冷却器２２からの排水量を減し、それでも回収水量が回復せずタンク２４ａの水位が所定水位まで低下したことをタンク２４ａに設けられたレベルセンサー４７で検知した場合は、次に補給水を供給する制御とする。若しくは、回収水排出配管４６には流量計を設けず、タンク２４ａに設けられたレベルセンサー４７で水位の低下を検知した場合に同様の制御を行うこととしても良い。

次に、本実施の形態に係る燃料電池発電システムの具体的な動作について説明する。
本実施の形態では、外気の温度、湿度、排ガス冷却器２２の凝縮温度に基づいて、余剰回収水の排水量を算出する。回収水排水量（Ｗ_out）が5kg/h以上となり、かつ必要凝縮水量が5kg/h以上となる改質ガス冷却器２２の凝縮温度を求めると、上記した条件では５４℃以上５７℃以下となる。そこで、排ガス冷却器２２の凝縮温度を５４℃以上５７℃以下となるように制御する。
本実施の形態にかかる燃料電池システムでは、下水汚泥を嫌気性発酵させたときに発生する消化ガスが燃料として供給される。供給される消化ガス中に含まれる硫化水素を脱硫器１６で除去した後、エジェクタ１９で改質蒸気と混合して燃料改質器１５に導入する。その後、燃料改質器１５にて水素リッチな改質ガスを生成し、ＣＯ変成器１７を通してＣＯ濃度を１％以下まで低減する。ＣＯ除去後の改質ガスを改質ガス冷却器２２で約５０℃まで冷却して、改質ガス中の水分を凝縮させるとともに、改質ガス中に含まれるアンモニアを凝縮水に溶解させて除去している。
このとき、排ガス冷却器２２の凝縮温度を５４℃以上５７℃以下となるように制御する。改質ガス冷却器２２の凝縮温度は、改質ガス冷却器２２の冷却水流量を調節することによって制御可能としている。具体的には、改質ガス冷却器２２の出口温度の目標値をコントローラに設定し、コントローラは改質ガス冷却器２２の出口温度を測定する温度センサ４２の検出温度を取り込み、検出温度が設定値（目標凝縮温度）となるように改質ガス冷却器２２の冷却水流量を開閉弁４１により調節し、改質ガス冷却器２２における凝縮温度を制御する。

このようにして改質ガス冷却器２２の凝縮温度を制御することによって、冬期には、外気に含まれる水分量が低いために、外部から補給水を入れて運転していた燃料電池システムが、外部からの補給水が不要になり、燃料電池の水処理装置３３として使用しているイオン交換樹脂の消費量を少なくすることができ、ランニングコストの低減が図られる。具体的には、外部から補給する水道水は、システム内で回収する水よりは、電気伝導度が高い（水道水の電気伝導度200μS/cm、回収水の電気伝導度20μS/cm）ので、水道水補給量を抑制できれば、それを処理するための水処理装置３３のイオン交換樹脂の寿命が短くなるのを抑制できて、それだけランニングコストの低減を図ることができる。また、凝縮水量が5kg/h以上となるように改質ガス冷却器２２の凝縮温度が制御されるので、改質反応の副生物であるアンモニアを凝縮水に溶解して確実に排水することができる。

また、上記燃料電池発電システムにおいて、改質ガス冷却器２２の凝縮温度を、外気温に対応して予め設定された凝縮温度となるように制御しても良い。さらには、年間を通して最も湿度及び気温が低く、回収水排水量（Ｗ_out）が低下する冬季の外気温に対応して予め設定された凝縮温度となるように制御することとしてもよい。
燃料電池本体１１の空気極１３に供給される反応空気と燃焼改質器１５のバーナ１５ａに供給される空気とは、それぞれ外気を取り入れているので、外気温と湿度によって、空気に含まれる水分は変わってくる。

図４に、相対湿度６５％としたときの、外気温度の違いによる空気中の水分量の変化を示している。設計条件２０℃を基準にすると、気温３０℃、６５％ＲＨの空気に含まれる水蒸気は、設計条件の約２（１．８）倍であり、気温１０℃、６５％ＲＨの空気に含まれる水蒸気は、設計条件の約１/２となっている。また、気温２℃、６５％ＲＨの空気に含まれる水蒸気は、設計条件の約１/３となっている。設計条件２０℃を基準にすると、冬季の外気温２℃では、空気中の水分量は約１/３まで低下する。すなわち、燃料電池システムの排気ガス中に含まれる水分が、空気と一緒に持ち込まれる水分が少ないため、燃料電池システムで発生する水分を持ち出し、結果としてシステム内で必要な水が不足することになる。

そこで、冬季の外気状況（外気温２℃）に合わせて、改質ガス冷却器２２の凝縮温度の設定値を水がバランスする温度に設定する。例として、中間期に改質ガス冷却器２２の出口温度（凝縮温度）を５０℃に設定すると、水バランスがとれていたのが、冬期には、改質ガス冷却器２２の出口温度（凝縮温度）を夏季と同じにすると、燃料電池システムに持ち込まれる水分が少ないために、燃料電池システムで必要とする水が平均ではほぼバランスする（排水量1.0kg/h、100ｋＷ発電時）が、排ガス冷却器２４の液面制御の状態によっては、補給水が入る場合がでてくる。そこで、改質ガス冷却器２２の出口温度を水バランスが、中間期と同等になるように変更する、すなわち、５０℃から５５℃になるようにすると、改質ガス冷却器２２で凝縮する凝縮水の流量が減少して、外部に排出する水の量が減って、排ガス冷却器２４で回収する水の量を増やすことができるので、燃料電池システムとしては、中間期と同等の水バランスにすることができ、補給水が不要となる。図５は、従来の温度設定のケースと、本発明により改質ガス冷却器出口温度を変更したケースとの補給水の状況を示す比較例である。外気温２０℃では運転したときには補給水の必要がなかった場合であっても、改質ガス冷却器出口温度を固定とした従来システムでは、冬季に外気温が２℃になると補給水が必要になっているが、本発明の場合には改質ガス冷却器出口温度を変化させることで補給水を補給することなく運転できている。

このように本実施の形態によれば、改質ガス冷却器２２の凝縮温度を制御することによって、貯水された回収水が設定貯水量以上を維持でき、燃料電池発電システムに外部から補給水を供給することなく運転できるので、運転コストを低減できる。

本発明は、バイオガス、消化ガス等を原燃料として利用し、改質ガス冷却器で凝縮する凝縮水にアンモニアを溶解させて除去する燃料電池発電システムに適用可能である。

本発明の一実施の形態に係る燃料電池発電システムの全体構成図 外気温と改質ガス冷却器の凝縮温度に対する回収水排水量（Ｗ_out）を示す図 改質ガス冷却器の凝縮温度を変えた場合の凝縮水量を示す図 相対湿度６５％としたときの外気温度に応じた空気中の水分量の変化を示す図 従来の温度設定のケースと、本発明による温度設定のケースとの補給水の状況を示す図

符号の説明

１１…燃料電池本体、１２…燃料極、１３…空気極、１４…冷却板、１５…燃料改質器、１６…脱流器、１７…ＣＯ変成器、１８…水蒸気分離器、１９…エジェクタ、２０…燃焼空気供給用ブロア、２１…熱交換器、２２…改質ガス冷却器、２３…反応空気ブロア、２４…排ガス冷却器、２５…冷却水循環ポンプ、２６…熱交換器、２７…排熱高温水熱交換装置、２８…空冷式冷却器、２９…排熱処理装置、３１…熱交換器、３２…補給水ポンプ、３３…水処理装置、３４…給水ポンプ、３５…排熱低温水吐出ポンプ、４０…排出配管、４１…開閉弁、４２…温度センサ、４３…水位計、４４…開閉弁、４５…補給水配管、４６…回収水排出配管、４７…レベルセンサー

Claims (5)

1. 原燃料の改質を行って水素リッチな改質ガスを生成する改質器と、改質反応で副生した副生物を、前記改質ガスを冷却して生成させた凝縮水に溶解して当該凝縮水を排水する改質ガス冷却器と、前記改質ガス冷却器を流通後の改質ガスをアノードに、空気をカソードに供給される燃料電池本体と、前記燃料電池本体から排出されるアノードオフガスを改質器のバーナで燃焼させた後の燃焼排ガスとカソードオフガスとを冷却して得られた回収水を貯水し、余剰回収水を排水する排ガス冷却器とを具備した燃料電池発電システムの運転方法において、
   前記燃料電池発電システムに外部から補給水を供給することなく、前記貯水された回収水が設定貯水量以上を維持するように、前記改質ガス冷却器の凝縮温度を制御することを特徴とする燃料電池発電システムの運転方法。
2. 外気の温度、湿度、前記排ガス冷却器の凝縮温度に基づいて、前記余剰回収水の排水量を算出し、前記排水量が設定値以上となるように、前記改質ガス冷却気の凝縮温度を制御することを特徴とする請求項１に記載の燃料電池発電システムの運転方法。
3. 前記改質ガス冷却器の凝縮温度を、外気温に対応して予め設定された凝縮温度となるように制御することを特徴とする請求項１に記載の燃料電池発電システムの運転方法。
4. 前記改質ガス冷却器での凝縮温度を、生成する凝縮水量が設定値以上となる凝縮温度以下に制御することを特徴とする請求項１〜３の何れかに記載の燃料電池発電システムの運転方法。
5. 前記改質ガス冷却器に通流させる冷却水量を制御して前記改質ガス冷却器の凝縮温度を調節することを特徴とする請求項１〜４の何れかに記載の燃料電池発電システムの運転方法。
   

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