JP2010280756A - 液体燃料脱硫装置および燃料電池発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】脱硫済かつ可燃性ガスの混入が抑制された液体燃料を供給する。
【解決手段】温度Ｔ４の液体燃料を貯える定量Ｖｎｏｍ、容積Ｖｍａｘの１次液体燃料タンク６と、脱硫剤の充填率αで充填されて運転時には脱硫器運転温度Ｔ１以上となる容積Ｖｄの脱硫器４と、１次液体燃料タンク６中の液体燃料を脱硫器４に送出し降温時にはＴ１より低いポンプ運転停止温度Ｔ３以下になると運転を停止される送液昇圧ポンプ７と、主燃料気液分離器８１およびバイパス燃料気液分離器８２を備えた気液分離装置１１と、バイパス燃料気液分離器８２の液相から１次液体燃料タンク６に延びる液体燃料リサイクル配管４５とを備えた液体燃料脱硫装置に、温度Ｔ１，Ｔ３，Ｔ４での液体燃料密度をρ１，ρ３，ρ４としたときに、Ｖｍａｘ≧Ｖｎｏｍ＋Ｖｄ×（１−α）×（ρ３−ρ１）÷ρ４を満足させる。
【選択図】図１

Description

本発明は、液体燃料脱硫装置およびそれを用いた燃料電池発電システムに関する。

燃料電池発電システムは、燃料処理装置で生成した水素を、燃料電池本体において直接電気エネルギーに変換するシステムである。このシステムは化学反応による発電であるために発電効率が高く、汚染物質の排出および騒音が少なく、環境性に優れた発電装置として評価されている。

このような燃料電池発電システム、特に家庭でのコジェネレーション発電を目指した１ｋＷ級燃料電池発電システムでは、運搬や貯蔵に適した液体燃料を用いることが検討されている。このような液体燃料としては、灯油など石油系液体燃料などがある。

石油系液体燃料には、多くの場合、有機硫黄化合物が含まれている。これら有機硫黄化合物は、燃料処理装置で使用される触媒の多くを被毒し、水素生成を阻害する特性を有している。したがって、液体燃料を燃料処理装置に供給する前に、液体燃料に含有する有機硫黄化合物を低減させる、すなわち脱硫することが必要である。たとえば特許文献１ないし特許文献３には、液体燃料を脱硫処理するシステムの例が開示されている。

脱硫器の性能を確保するためには、高温高圧に保つ必要がある。しかし、脱硫反応の副生成物である可燃性ガスが発生するため、この発生ガスも適切に処理する必要がある。

特許文献１には、脱硫器により有機硫黄化合物の含有量が低減された液体燃料（脱硫済み液体燃料）を一時的に蓄えるために、脱硫器の下流に配置された脱硫液体燃料タンクが配置された脱硫システムが開示されている。このシステムは、脱硫液体燃料タンクから可燃性ガスを抽出し改質装置のバーナに排出することができる。なお、このシステムには、脱硫液体燃料タンク内での可燃性ガスと空気の混入状態を防止するため、排出ラインに遮断弁や逆止弁などが必要となる。

特許文献２には、燃料電池発電システムの起動時などにおいて、脱硫器が所定の温度以下の場合には、脱硫液体燃料を脱硫器上流に設置された液体燃料タンクに戻す方法が開示されている。この方法では、未脱硫の液体燃料が、改質装置に流入することを抑制できる。特許文献３には、脱硫器で発生する可燃性ガスを、バイパス弁を通じて内部燃料タンクに戻すシステムが開示されている。

特開２００７−７０５０２号公報 特開２００４−５１８６４号公報 特開２００８−６３４４８号公報

特許文献１に記載されたシステムは、遮断弁が閉じている状態での脱硫液体燃料タンク内に蓄えられた脱硫液体燃料の液面レベルの変化、または、遮断弁が開いている状態での改質装置のバーナ圧力変化などによって、脱硫液体燃料タンクの内圧が変化する場合がある。このため、たとえば脱硫液体燃料タンクから、ポンプなどを駆動力として、脱硫液体燃料タンク下流に設置された改質装置に脱硫液体燃料を供給する場合には、ポンプ入口の圧力が変化する。その結果、ポンプ出力と供給される脱硫液体燃料流量との相関関係が、予め実験などで求めた関係からずれてしまう可能性がある。

そこで、ポンプ回転数から想定される液体燃料流量とのずれが生じた場合はポンプ回転数を補正する必要がある。改質装置に供給される脱硫液体燃料流量は、ポンプ下流に流量計などを配置して計測する必要がある。

たとえば、１ｋＷ級の燃料電池発電システムにおいて、脱硫液体燃料流量は、５．８×１０^−８ｍ^３／ｓ（３．５ｃｃ／ｍｉｎ）程度である。この脱硫液体燃料流量は、高精度に流量を計測する必要がある。よって、高価な流量計が必要となり、コストアップに繋がる。

特許文献２に記載された方法では、液体燃料、液体燃料に含まれる可燃性ガス、および空気が混合した状態で、液体燃料タンクに戻される。このため、安全上の問題がある。

特許文献３に記載されたシステムでは、内圧が大気圧相当の外部燃料タンクから液体燃料が内部燃料タンクに供給される。このため、内部燃料タンクの内圧を大気圧よりも高く加圧できない。したがって、可燃性ガスを改質器のバーナに送って燃焼させる運用は、困難である。また、可燃性ガスを雰囲気中に放出するため、安全上の問題がある。

そこで、本発明は、脱硫済かつ可燃性ガスの混入が抑制された液体燃料を供給できるようにすることを目的とする。

上述の目的を達成するため、本発明は、液体燃料脱硫装置において、外部から送液される液体燃料を貯蔵する１次液体燃料タンクと、前記１次液体燃料タンクに貯蔵された液体燃料の貯蔵量が１次液体燃料タンク定量Ｖｎｏｍに達すると外部からの送液を停止する１次燃料タンク液面制御手段と、液体燃料中の硫黄化合物の含有量を低減させる脱硫剤が充填された脱硫器と、前記脱硫器を加熱する加熱器と、前記１次燃料タンクから前記脱硫器に液体燃料を送出する送液昇圧ポンプと、並列に設けられてそれぞれ前記脱硫器で脱硫された液体燃料を供給されてその液体燃料から気体を分離する主気液分離部およびバイパス燃料気液分離部を備えて、前記主気液分離部の液相が所定の体積を超えると前記バイパス燃料気液分離部の液相に流れ込むように形成された気液分離器と、前記主気液分離部でガスが分離された液体燃料を貯蔵し、気相が大気と連通した２次液体燃料タンクと、前記主気液分離部の気相および前記バイパス燃料気液分離部の気相と連通する気抜き配管と、前記バイパス燃料気液分離部の液相から前記１次燃料タンクに延びる液体燃料リサイクル配管と、前記バイパス燃料気液分離部の液面の高さが所定の高さ以上になるように制御するバイパス燃料気液分離部液面制御手段と、前記脱硫器の運転時に前記加熱器に前記脱硫器を脱硫器運転温度Ｔ１以上に加熱させ、前記脱硫器の降温時に前記脱硫器の温度が前記脱硫器運転温度Ｔ１より低いポンプ運転停止温度Ｔ３以下になったときに前記送液昇圧ポンプの運転を停止させる制御器と、を有し、前記１次液体燃料タンクの容積Ｖｍａｘが、前記脱硫器の容積をＶｄ、前記脱硫器中の前記脱硫剤の充填率をα、前記脱硫器運転温度Ｔ１での液体燃料密度をρ１、前記ポンプ運転停止温度Ｔ３での液体燃料密度をρ３、前記１次燃料タンク中の液体燃料の温度Ｔ４での液体燃料の密度をρ４としたときに、Ｖｍａｘ≧Ｖｎｏｍ＋Ｖｄ×（１−α）×（ρ３−ρ１）÷ρ４を満足することを特徴とする。

また、本発明は、燃料電池発電システムにおいて、外部から送液される液体燃料を貯蔵する１次液体燃料タンクと、前記１次液体燃料タンクに貯蔵された液体燃料の貯蔵量が１次液体燃料タンク定量Ｖｎｏｍに達すると外部からの送液を停止する１次燃料タンク液面制御手段と、液体燃料中の硫黄化合物の含有量を低減させる脱硫剤が充填された脱硫器と、前記脱硫器を加熱する加熱器と、前記１次燃料タンクから前記脱硫器に液体燃料を送出する送液昇圧ポンプと、並列に設けられてそれぞれ前記脱硫器で脱硫された液体燃料を供給されてその液体燃料から気体を分離する主気液分離部およびバイパス燃料気液分離部を備えて、前記主気液分離部の液相が所定の体積を超えると前記バイパス燃料気液分離部の液相に流れ込むように形成された気液分離器と、前記主気液分離部でガスが分離された液体燃料を貯蔵し、気相が大気と連通した２次液体燃料タンクと、前記主気液分離部の気相および前記バイパス燃料気液分離部の気相と連通する気抜き配管と、前記バイパス燃料気液分離部の液相から前記１次燃料タンクに延びる液体燃料リサイクル配管と、前記バイパス燃料気液分離部の液面の高さが所定の高さ以上になるように制御するバイパス燃料気液分離部液面制御手段と、前記脱硫器の運転時に前記加熱器に前記脱硫器を脱硫器運転温度Ｔ１以上に加熱させ、前記脱硫器の降温時に前記脱硫器の温度が前記脱硫器運転温度Ｔ１より低いポンプ運転停止温度Ｔ３以下になったときに前記送液昇圧ポンプの運転を停止させる制御器と、前記２次液体燃料タンクに貯蔵された液体燃料を供給されて水素を含む改質ガスを生成させる改質装置と、前記改質装置から改質ガスを供給されて発電する燃料電池本体と、を有し、前記１次液体燃料タンクの容積Ｖｍａｘが、前記脱硫器の容積をＶｄ、前記脱硫器中の前記脱硫剤の充填率をα、前記脱硫器運転温度Ｔ１での液体燃料密度をρ１、前記ポンプ運転停止温度Ｔ３での液体燃料密度をρ３、前記１次燃料タンク中の液体燃料の温度Ｔ４での液体燃料の密度をρ４としたときに、Ｖｍａｘ≧Ｖｎｏｍ＋Ｖｄ×（１−α）×（ρ３−ρ１）÷ρ４を満足することを特徴とする。

本発明によれば、脱硫済かつ可燃性ガスの混入が抑制された液体燃料を供給できる。

本発明に係る液体燃料脱硫装置の第１の実施の形態を用いた燃料電池発電システムの系統図である。 本発明に係る液体燃料脱硫装置の第１の実施の形態における燃料電池発電システムの起動時の燃料遮断弁および燃料バイパス弁の開閉動作を示すフロー図である。 本発明に係る液体燃料脱硫装置の第１の実施の形態における燃料電池発電システムの停止時の燃料遮断弁および燃料バイパス弁の開閉動作を示すフロー図である。 本発明に係る液体燃料脱硫装置の第２の実施の形態を用いた燃料電池発電システムの系統図である。 本発明に係る液体燃料脱硫装置の第２の実施の形態を用いた燃料電池発電システムから気抜き配管逆止弁を除去したシステムで液体燃料リサイクル遮断弁の開指令と同時に気抜き配管遮断弁の開指令とを同時に発生させた場合のバーナ燃焼部の温度の変化の測定例を示すグラフである。 本発明に係る液体燃料脱硫装置の第２の実施の形態を用いた燃料電池発電システムで液体燃料リサイクル遮断弁の開指令と同時に気抜き配管遮断弁の開指令とを同時に発生させた場合のバーナ燃焼部の温度の変化の測定例を示すグラフである。 本発明に係る液体燃料脱硫装置の第２の実施の形態を用いた燃料電池発電システムにおいて、液体燃料リサイクル遮断弁が開いた時の排液量を模式的に示す図であって、（ａ）は液体燃料リサイクル遮断弁が開く前の状態、（ｂ）は（ａ）は液体燃料リサイクル遮断弁が開いた後の状態を示す。 本発明に係る液体燃料脱硫装置の第２の実施の形態を用いた燃料電池発電システムで液体燃料リサイクル遮断弁の開指令と同時に気抜き配管遮断弁の開指令とを同時に発生させた場合の液体燃料気液分離器の気相の圧力変化の測定例を示すグラフである。 本発明に係る液体燃料脱硫装置の第３の実施の形態を用いた燃料電池発電システムの系統図である。

本発明に係る液体燃料脱硫装置の実施の形態を、図面を参照して説明する。なお、同一または類似の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

［第１の実施の形態］
図１は、本発明に係る液体燃料脱硫装置の第１の実施の形態を用いた燃料電池発電システムの系統図である。

この燃料電池発電システムは、燃料電池パッケージ１と液体燃料タンク５とを有している。液体燃料タンク５は、燃料電池パッケージ１の外部に配置されていて、液体燃料を燃料電池パッケージ１に供給する。

燃料電池パッケージ１は、１次液体燃料タンク６、脱硫器４、気液分離装置１１、２次液体燃料タンク９、改質装置３、燃料電池本体２および制御装置９９を有している。１次液体燃料タンク６には、外部の液体燃料タンク５の液相から液体燃料を供給する配管が延びている。この配管の途中には、自力式液面調節弁４０が設けられている。この自力式液面調節弁４０は、１次液体燃料タンク６の内部に貯えられた液体の液面に浮かぶ浮子４１を備えていて、この浮子４１が所定の高さ以上のときに閉じ、その高さ未満のときには開くようになっている。このように自力式液面調節弁４０の開閉で調整される液体燃料量を、１次燃料タンク６の定量Ｖｎｏｍと呼ぶこととする。また、定量Ｖｎｏｍを超えて１次液体燃料タンク６に貯蔵可能な液体燃料の体積を１次液体燃料タンク６の容積Ｖｍａｘと呼ぶこととする。

１次燃料タンク６の液相と脱硫器４との間には、配管が延びている。１次液体燃料タンク６の液相と脱硫器４との間の配管の途中には送液昇圧ポンプ７が設けられている。送液昇圧ポンプ７は、１次液体燃料タンク６内の液体燃料を所定の圧力に昇圧して、脱硫器４に送出する。

脱硫器４の内部には、液体燃料を脱硫する触媒が充填されている。脱硫器４には、脱硫器４を加熱する脱硫器加熱器８が取り付けられている。脱硫器加熱器８は、脱硫器４の内部の温度を脱硫処理に必要な、たとえば約１５０℃〜３００℃の温度まで上昇させることができる。この脱硫器加熱器８には、たとえば電気ヒータなどを用いることができる。脱硫器加熱器８として、改質装置３のバーナ燃焼部３４の排気ガスや水蒸気などと熱交換させて加熱する手段を用いることもできる。

脱硫器４の側壁には、温度計７０が取り付けられている。温度計７０は、測定した温度信号を制御装置９９に伝達する。所定の温度に昇温された脱硫器４に供給された液体燃料は、脱硫され、液体燃料に含まれる硫黄化合物の含有量は低減する。

気液分離装置１１には、脱硫器４から配管が延びている。また、気液分離装置１１は、主燃料気液分離器８１とバイパス燃料気液分離器８２とを備えている。送液昇圧ポンプ７の運転時には、脱硫器４の内部の液体燃料は、気液分離装置１１に送出される。

脱硫器４から気液分離装置１１に延びる配管は、途中で分岐して、主燃料気液分離器８１およびバイパス燃料気液分離器８２のそれぞれに接続されている。脱硫器４から気液分離装置１１に延びる配管の分岐する前の部分には、圧力調整弁１９が設けられている。脱硫器４から気液分離装置１１に延びる配管の分岐部と主燃料気液分離器８１との間には、燃料遮断弁５１が設けられている。脱硫器４から気液分離装置１１に延びる配管の分岐部とバイパス燃料気液分離器８２との間には、燃料バイパス弁５２が設けられている。

脱硫器４から送出された液体燃料は、脱硫反応が生じている場合には脱硫反応の副生成物である可燃性ガスを含んだ状態で、主燃料気液分離器８１またはバイパス燃料気液分離器８２に供給される。脱硫器４から延びる配管を介して供給された液体燃料は、主燃料気液分離器８１またはバイパス燃料気液分離器８２で気液分離される。

主燃料気液分離器８１またはバイパス燃料気液分離器８２で分離された気体は、主燃料気液分離器８１またはバイパス燃料気液分離器８２の上部の気相に移行する。主燃料気液分離器８１またはバイパス燃料気液分離器８２で分離された液体は、主燃料気液分離器８１またはバイパス燃料気液分離器８２の下部に液相を形成する。脱硫器４から延びて主燃料気液分離器８１およびバイパス燃料気液分離器８２に接続された配管は、たとえばそれぞれ下方から液相部を通過して、液面よりも上方で開口している。

主燃料気液分離器８１とバイパス燃料気液分離器８２との間には、オーバーフロー配管２４が延びている。オーバーフロー配管２４は、所定の量を超えた主燃料気液分離器８１内の液体燃料が、主燃料気液分離器８１からバイパス燃料気液分離器８２に向かって流れ込むように設けられている。

主燃料気液分離器８１に貯えられた液体燃料が所定の量を超えると、所定の量を超える分の液体燃料は、オーバーフロー配管２４を介してバイパス燃料気液分離器８２に流れ込む。すなわち、主燃料気液分離器８１の液位は、バイパス燃料気液分離器８２の液位よりも常に高くなるように調整されている。

なお、図１において、オーバーフロー配管２４は、水平に延びるように図示されているが、傾きを有してもよい。オーバーフロー配管２４は、主燃料気液分離器８１からバイパス燃料気液分離器８２に向かう方向に液体燃料が流通可能に設けられている。よって、主燃料気液分離器８１側が高くなるように配置されていることが望ましい。

しかし、主燃料気液分離器８１の液位が、バイパス燃料気液分離器８２およびオーバーフロー配管２４の接続部よりも高ければ、オーバーフロー配管２４内を流通することは可能である。よって、バイパス燃料気液分離器８２側が高くなるように配置することもできる。

バイパス燃料気液分離器８２の液相から１次液体燃料タンク６には、液体燃料リサイクル配管４５が延びている。液体燃料リサイクル配管４５の途中には、出口用自力式液面調節弁４４が設けられている。出口用自力式液面調節弁４４は、バイパス燃料気液分離器８２の内部に貯えられた液体の液面に浮かぶ浮子４１を備えていて、この浮子４１が所定の高さ以上のときに開き、その高さ未満のときには閉まるようになっている。

バイパス燃料気液分離器８２に貯えられた液体燃料が所定の量を超えると、液面に浮かぶ浮子４１が上昇して出口用自力式液面調節弁４４が開く。これにより、所定の量を超える分の液体燃料は、バイパス燃料気液分離器８２から液体燃料リサイクル配管を通じて１次液体燃料タンク６に流れ込む。

このような出口用自力式液面調節弁４４を用いた場合、バイパス燃料気液分離器８２には、自力式液面調節弁４０を備えた１次液体燃料タンク６のように液体燃料を多量に溜める必要はない。ガストラップのように浮子周囲にのみ液体があれば作動する弁を採用してもよい。バイパス燃料気液分離器８２を、１次液体燃料タンク６に類似したタンク構造としてもよい。

主燃料気液分離器８１の液相から２次液体燃料タンク９には改質燃料供給配管１４が延びている。改質燃料供給配管１４の途中には自力式液面調節弁４３が設けられている。この自力式液面調節弁４３は、２次液体燃料タンク９の内部に貯えられた液体の液面に浮かぶ浮子４１を備えていて、この浮子４１が所定の高さ以上のときに閉じ、その高さ未満のときには開くようになっている。

２次液体燃料タンク９に貯えられた液体燃料が所定の量を下回ると、液面に浮かぶ浮子４１が下降して、主燃料気液分離器８１と２次液体燃料タンク９との間に設けられた自力式液面調節弁４３が開く。これにより、液体燃料が主燃料気液分離器８１から２次液体燃料タンク９に流れ込み、２次液体燃料タンク９に貯えられる液体燃料の量は、一定に維持される。

２次液体燃料タンク９の貯蔵量は、２次液体燃料タンク９に液面センサを設けて、電気的な制御手段を介して２次液体燃料タンク９の入口側に配置された弁を開閉するように制御してもよい。この場合、２次液体燃料タンク９内部の液体燃料が所定量以下となったときに主燃料気液分離器８１から液体燃料を供給し、所定量以上となったときに供給が停止するように構成されていればよい。

２次液体燃料タンク９の気相は、大気に開放されている。このため、２次液体燃料タンク９内は、常に大気圧に保たれている。

改質装置３は、改質器本体３１、一酸化炭素変成器３２、一酸化炭素除去器３３およびバーナ燃焼部３４を有している。改質器本体３１、一酸化炭素変成器３２、一酸化炭素除去器３３およびバーナ燃焼部３４には、それぞれ触媒が充填されている。

２次液体燃料タンク９から改質器本体３１には配管が延びていて、この配管の途中には改質燃料供給ポンプ１０が設けられている。２次液体燃料タンク９に貯えられた液体燃料は、改質燃料供給ポンプ１０によって改質装置３の改質器本体３１に送出される。

２次液体燃料タンク９に流入する液体燃料の量は、改質燃料供給ポンプ１０の送液量によって調整されるので、脱硫器４の出口の液体燃料の量とは関係なく決められている。送液昇圧ポンプ７を流通して脱硫器４に送られる液体燃料の送液量は、改質燃料供給ポンプ１０による送液量よりも多くなるように設定しておく。これにより、２次液体燃料タンク９の燃料欠乏を回避できる。

また、主燃料気液分離器８１に供給される液体燃料は、ある程度過剰供給となるように制御しておく。これにより、余剰となった液体燃料は、オーバーフロー配管２４を流通して、バイパス燃料気液分離器８２へ供給される。

バーナ燃焼部３４には、気抜き配管１２が延びている。気抜き配管１２の途中には、気抜き配管逆止弁１３が設けられている。気抜き配管１２のバーナ燃焼部とは反対側の端部は、改質燃料気抜き配管７１およびバイパス燃料気抜き配管７２が接続されている。改質燃料気抜き配管７１は、主燃料気液分離器８１の気相に接続されている。バイパス燃料気抜き配管７２は、バイパス燃料気液分離器８２の気相に接続されている。

主燃料気液分離器８１またはバイパス燃料気液分離器８２の上部に溜まった可燃性ガスは、気抜き配管１２を介してバーナ燃焼部３４へ流通する。気抜き配管１２には、気抜き配管逆止弁１３が配置されているため、バーナ燃焼部３４から主燃料気液分離器８１およびバイパス燃料気液分離器８２に向かって可燃性ガスが流れないように、すなわち逆流しないようになっている。

改質器本体３１は、原燃料を改質して水素リッチガスを生成する。代表的な改質方式である水蒸気改質では、約５００〜７００℃にまで加熱された触媒層に、水蒸気を混合させた原燃料を通過させることによって、水素リッチガスを生成する。この水素リッチガスは、水素を主成分として、水蒸気、一酸化炭素、および二酸化炭素などが含まれている。

水蒸気改質反応は吸熱反応であるため、温度と反応を維持するために外部から加熱する必要がある。そのため、バーナ燃焼部３４で空気および燃料などを混合して燃焼させて、その燃焼熱を改質器本体３１に伝えて改質反応を維持する。主燃料気液分離器８１またはバイパス燃料気液分離器８２で分離された可燃性ガスも、バーナ燃焼部３４に供給されて、加熱のための燃焼反応に用いられる。

改質器本体３１の出口における水素リッチガスには、多量の一酸化炭素が含まれている。一酸化炭素は、下流の燃料電池本体２のアノード極９１において、発電電圧を低下させる要因となる。よって、一酸化炭素変成器３２におけるシフト反応および一酸化炭素除去器３３における一酸化炭素選択酸化反応によって、水素リッチガスの一酸化炭素濃度を１０ｐｐｍ以下にまで低減させる。

燃料電池本体２は、たとえば冷却水系９３がアノード極９１およびカソード極９２に挟み込まれるように構成されている。燃料電池本体２のアノード極９１には、改質装置３から送出された水素リッチガスが供給される。カソード極９２には、空気が供給される。

燃料電池本体２では、アノード極９１に供給された水素リッチガス中の水素と、カソード極９２に供給された空気中の酸素との間で、電気化学反応が発生して直流起電力が発生する。アノード極９１では、水素リッチガス中の水素を通常５割から８割程度消費する。したがって、アノード出口ガス中には、水素などの可燃性ガスが含まれている。アノード極９１から排出されたアノード出口ガスは、改質装置３のバーナ燃焼部３４へ供給されて、空気や燃料と混合されて改質器本体３１の加熱に使用される。

制御装置９９は、脱硫器４の温度などに基づいて、送液昇圧ポンプ７、脱硫器加熱器８、燃料遮断弁５１、燃料バイパス弁５２などを制御する。

次に、この燃料電池発電システムの動作について説明する。

液体燃料タンク５に貯蔵されている液体燃料は、先ず１次液体燃料タンク６に導かれる。１次液体燃料タンク６は、液体燃料タンク５から供給された液体燃料を一時貯蔵する。１次液体燃料タンク６の入口側に設けられた自力式液面調節弁４０は、１次液体燃料タンク６内の液面に配置された浮子４１が上下移動することによって、自力式液面調節弁４０を開閉させる。これにより、液体燃料タンク５から供給される液体燃料の量が調整される。

自力式液面調節弁４０の代わりに、たとえば電気的な制御手段を用いて１次液体燃料タンク６での液体燃料の貯蔵量を調整してもよい。たとえば、液面センサなどを１次液体燃料タンク６に設けて電気的な制御手段を介して１次液体燃料タンク６の入口側に配置された弁を開閉することにより、１次液体燃料タンク６での液体燃料の貯蔵量を調整できる。この場合、１次液体燃料タンク６内部の液体燃料が所定の量以下となったときに液体燃料タンク５から液体燃料を供給し、所定量以上となったときには液体燃料の供給を停止するように制御すればよい。

改質装置３で使用される触媒の多くは、硫黄により被毒され活性が低下する。そこで、改質装置３に供給される液体燃料中の硫黄濃度は、脱硫器４による脱硫処理で低下される。硫黄濃度は、数十ｐｐｍまで低下させることが望ましい。

図２は、本実施の形態における燃料電池発電システムの起動時の燃料遮断弁および燃料バイパス弁の開閉動作を示すフロー図である。

発電運転の起動指令が制御装置９９に与えられたら、脱硫器加熱器８によって脱硫器４の加熱が開始される（Ｓ４１）。脱硫器４の温度Ｔは温度計７０によって測定され、この温度Ｔがポンプ運転開始温度Ｔ２に達しているかどうかを判定する（Ｓ４２）。ポンプ運転開始温度Ｔ２は、常圧における液体燃料の沸点以下の所定の温度である。制御装置９９は、温度計７０によって測定された脱硫器４の温度Ｔがポンプ運転開始温度Ｔ２以下の場合には、脱硫器加熱器８による脱硫器４の加熱を継続させたまま、温度Ｔがポンプ運転開始温度Ｔ２に達しているかどうかの判定を繰り返す。

脱硫器４の温度Ｔがポンプ運転開始温度Ｔ２を超えていれば、制御装置９９は、送液昇圧ポンプ７に運転を開始させる（Ｓ４３）。この際、制御装置９９は、燃料遮断弁５１を閉じた状態にし、燃料バイパス弁５２を開いた状態にする。

１次液体燃料タンク６の下流に設けられた送液昇圧ポンプ７は、１次液体燃料タンク６内の液体燃料を吸引し、昇圧した後に、脱硫器４へ送出する。脱硫器４へ供給された液体燃料に作用する圧力は、脱硫器４の下流に設置される圧力調整弁１９などによって調整されている。

脱硫器４中の脱硫剤が揮発し難い液体燃料に濡れた状態でガスに曝されたまま加熱され続けると、炭素析出などが発生し脱硫剤としての性能が低下するおそれがある。そこで、本実施の形態では、液体燃料の沸点以下のポンプ運転開始温度Ｔ２に達した時点で送液昇圧ポンプ７の運転を開始することで、脱硫器４に入っているガスを追い出すと共に圧力を上昇させて液体燃料の揮発を抑制し、脱硫剤の性能低下を抑止する。

脱硫器４の温度Ｔがポンプ運転開始温度Ｔ２に到達したら、１次液体燃料タンク６から供給される液体燃料は、燃料バイパス弁５２を流通してバイパス燃料気液分離器８２へ供給される。バイパス燃料気液分離器８２に供給された液体燃料は、その内部で下部に液体燃料、上部に可燃性ガスが溜まるように気液分離される。

バイパス燃料気液分離器８２下部の液体燃料は、自重およびバイパス燃料気液分離器８２の内圧によって、液体燃料リサイクル配管４５を流通して次液体燃料タンク６へ戻される。バイパス燃料気液分離器８２上部の可燃性ガスは、気抜き配管１２を流通してバーナ燃焼部３４へ供給される。

バイパス燃料気液分離器８２の気相に移行した可燃性ガスは、気抜き配管１２を介してバーナ燃焼部３４と連通しているので、内圧はバーナ燃焼部３４と同等である。一方、１次液体燃料タンク６の内圧は、大気圧相当である。

バーナ燃焼部３４の運転時の内圧は、バーナ燃焼部３４の下流の圧力損失分だけ大気圧よりも高圧である。このため、バイパス燃料気液分離器８２の圧力は常に１次液体燃料タンク６の圧力より高い。しかし、出口用自力式液面調節弁４４を適切に選定すれば、液体燃料排出とともに弁が閉まるため、液封が破れてバイパス燃料気液分離器８２内の可燃性ガスが１次液体燃料タンク６に流出することはない。また、弁が開いたときの流出量が極力少なくなるよう出口用自力式液面調節弁４４を選定すれば、流出に伴う圧力低下も低く抑えられる。

バイパス燃料気液分離器８２に流入する液体燃料の量が一定であれば、流出量を減らすことは弁の開閉回数が増加することを意味するが、電気的回路を持たない自力式液面調整弁は耐久性が高いので、問題なく長期間使用することができる。

バイパス燃料気液分離器８２は出口用自力式液面調節弁４４が開くと若干減圧されるため、減圧分だけバーナ燃焼部３４から１次液体燃料タンク６に向かって燃焼ガスが吹きこむおそれがある。しかし、このような燃焼ガスの吹き抜けは、気抜き配管１２に配置された気抜き配管逆止弁１３によって抑制されている。

１次液体燃料タンク６へ戻された液体燃料は、バイパス燃料気液分離器８２で気液分離されているため、可燃性ガスの混入は抑制されている。このため、１次液体燃料タンク６を大気に連通させても、可燃性ガスが大気に漏出するおそれは小さい。

次に、温度計７０によって測定された脱硫器４の温度Ｔが、脱硫器運転温度Ｔ１に到達しているかどうかを判定する（Ｓ４４）。脱硫器運転温度Ｔ１は、脱硫器４を通過した液体燃料が脱硫されていると判定される所定の温度である。つまり、脱硫器４の温度Ｔが脱硫器運転温度Ｔ１に達したときに、脱硫器４から流出する液体燃料は、硫黄分が十分に低減されている。脱硫器運転温度Ｔ１は、１７０℃〜２３０℃の範囲の値である。

脱硫器４の温度Ｔが脱硫器運転温度Ｔ１以下である場合、送液昇圧ポンプ７の運転を継続したまま、脱硫器４の温度Ｔが脱硫器運転温度Ｔ１に到達しているかどうかの判定（Ｓ４４）を繰り返す。脱硫器４の温度Ｔが脱硫器運転温度Ｔ１に到達しているとき、制御装置９９は、脱硫器４を通過した液体燃料は脱硫されていると判定し、燃料遮断弁５１を開き、燃料バイパス弁５２を閉じる（Ｓ４５）。この結果、脱硫器４で脱硫された液体燃料は、主燃料気液分離器８１に供給されて、発電運転の準備が完了する。

このようにして発電運転の準備が完了した後、燃料電池発電システムは、通常の運転状態に移る。燃料電池発電システムの通常の運転状態では、燃料遮断弁５１は開き、燃料バイパス弁５２は閉じられている。この状態で、１次液体燃料タンク６内の液体燃料は、送液昇圧ポンプ７で所定の圧力に昇圧されて、脱硫器加熱器８で所定の温度に昇温された脱硫器４に供給されて脱硫される。

脱硫された液体燃料は、燃料遮断弁５１を通過して主燃料気液分離器８１へ供給される。主燃料気液分離器８１に供給された液体燃料は、気液分離される。主燃料気液分離器８１で気液分離された液体燃料は、自重および主燃料気液分離器８１の内圧によって、改質燃料供給配管１４を通過し、自力式液面調節弁４０を経て２次液体燃料タンク９へ送出される。主燃料気液分離器８１の内部の可燃性ガスは、気抜き配管１２を介してバーナ燃焼部３４へ供給される。

２次液体燃料タンク９へ供給された液体燃料は、主燃料気液分離器８１で気液分離されているため、可燃性ガスの混入が抑制されている。このため、２次液体燃料タンク９を大気と連通させていても可燃性ガスが大気中に漏出しない。よって、２次液体燃料タンク９を安全に運用することができる。

また、改質燃料供給ポンプ１０が起動され、２次液体燃料タンク９に貯えられた液体燃料が改質装置３に送出される。改質装置３で生成された水素リッチガスは燃料電池本体２のアノード極９１に供給され、カソード極９２に供給された空気とともに、発電反応に用いられる。このようにして燃料電池本体２は、直流起電力を発生する。

図３は、本実施の形態における燃料電池発電システムの停止時の燃料遮断弁および燃料バイパス弁の開閉動作を示すフロー図である。

発電運転の停止指令が制御装置９９に与えられた後、制御装置９９は、燃料遮断弁５１を閉じ、燃料バイパス弁５２を開く（Ｓ５１）。この状態で、停止操作の準備は完了する。

その後も、送液昇圧ポンプ７の運転は継続される。脱硫器運転温度で発生する可燃性ガスに加え、送液昇圧ポンプ７停止により起こる圧力低下に伴って揮発した液体燃料により、脱硫剤上で炭素析出などが発生することを防ぐためである。

この状態で、制御装置９９は、温度計７０によって測定された脱硫器４の温度Ｔが、ポンプ運転停止温度Ｔ３未満か否かを判定する（Ｓ５２）。ポンプ運転停止温度Ｔ３は、ポンプ運転開始温度Ｔ２以下の所定の温度である。脱硫器４の温度Ｔがポンプ運転停止温度Ｔ３以上であれば、制御装置９９は、送液昇圧ポンプ７の運転を継続させる。

脱硫器４の温度Ｔがポンプ運転停止温度Ｔ３未満であれば、制御装置９９は、炭素析出などの可能性が解消したと判断し、送液昇圧ポンプ７の運転を停止させる（Ｓ５３）。このようにして、脱硫器４の温度Ｔがポンプ運転停止温度Ｔ３に至った時点で、送液昇圧ポンプ７は運転を停止する。この時点で脱硫器４には、ポンプ運転停止温度Ｔ３の液体燃料が充填されている。この時点で脱硫器４の内部に存在する液体燃料の質量Ｍ３は、
Ｍ３＝Ｖｄ×（１−α）×ρ３
と表される。ここで、Ｖｄは脱硫器４の内容積、αは脱硫器内の脱硫剤の充填率、ρ３はポンプ運転停止温度Ｔ３における液体燃料の密度である。

その後、脱硫器４が放熱によって冷却されると、脱硫器４の内部の液体燃料の温度は低下し、体積が減少する。その結果、下流側に設けられた気液分離装置１１から脱硫器４に気体が引き込まれる。しかし、脱硫器４の内部に存在する液体燃料の質量は、送液昇圧ポンプ７の運転を停止したときのＭ３のままである。

このような燃料電池発電システムでは、発電運転時には、出口用自力式液面調整弁４４によって液体燃料リサイクル配管４５を介して１次液体燃料タンク６に流入する液体燃料の量には大きな変動がなく、ほぼ一定と見なすことができる。このため、発電運転時における１次液体燃料タンク６の液体燃料量は、ほぼ一定に安定し、余裕は少なくてよい。

発電運転時には、１次液体燃料タンク６からは、常時、液体燃料リサイクル配管４５を介したリサイクル量より多い液体燃料が送液昇圧ポンプ７を通じて引き出されている。このため、若干、液体燃料リサイクル配管４５からのリサイクル量が増えても、開閉を繰り返している自力式液面調節弁４０が閉まる時間が長くなって液体燃料タンク５からの供給が抑制される。その結果、リサイクル量が減っても自力式液面調節弁４０が開く時間が長くなって液体燃料タンク５からの供給が増えるだけである。

しかし、起動時においては、１次液体燃料タンク６に余裕がないと、液体燃料リサイクル配管４５を介した液体燃料のリサイクルによって、１次液体燃料タンク６から液体燃料が溢れる可能性がある。起動時の液体燃料は、脱硫器温度Ｔがポンプ運転開始温度Ｔ２に達した時点から運転を始める送液昇圧ポンプ７により、循環している。この際の液体燃料の循環経路は、順に、１次液体燃料タンク６、送液昇圧ポンプ７、脱硫器４、燃料バイパス弁５２、バイパス燃料気液分離器８２、液体燃料リサイクル配管４５、１次液体燃料タンク６となる。つまり、起動時において基本的には、液体燃料タンク５からの液体燃料の流入はなく、液体燃料は閉じた経路で循環しているだけである。

起動時に脱硫器４の加熱は、脱硫器温度Ｔが脱硫器運転温度Ｔ１に達するまで継続される。これにより脱硫器４中に充填されている液体燃料は、Ｔ１相当の体積にまで膨張する。この結果、脱硫器４内の液体燃料質量Ｍ１は、
Ｍ１＝Ｖｄ×（１−α）×ρ１
となる。ここで、ρ１はポンプ脱硫器運転温度Ｔ１における液体燃料の密度である。

起動前の脱硫器４内液体燃料重量は、運転停止の際に送液昇圧ポンプ７は運転を停止した時点の液体燃料の質量Ｍ３、すなわち
Ｍ３＝Ｖｄ×（１−α）×ρ３
であるから、Ｍ１とＭ３の差分の質量に相当する分だけ、閉じた循環経路における液体燃料の体積が増える。循環経路の中でこの膨張分を吸収できる要素は、気相を持つバイパス燃料気液分離器８２と１次液体燃料タンク６しかない。バイパス燃料気液分離器８２からは出口用自力式液面調節弁４４により液面が一定になるよう液体燃料が排出されるため、膨張分は全て１次液体燃料タンク６に戻ることになる。その結果、１次液体燃料タンク６の浮子４１が通常位置よりあがって自力式液面調節弁４０が閉まっていても液面が上がり続けるため、１次液体燃料タンク６の容積Ｖｍａｘが小さいと、１次液体燃料タンク６から液体燃料が溢れることになる。

脱硫器４内で膨張する液体燃料の質量ΔＭは、
ΔＭ＝Ｍ３−Ｍ１
＝Ｖｄ×（１−α）×ρ３−Ｖｄ×（１−α）×ρ１
＝Ｖｄ×（１−α）×（ρ３−ρ１）
となる。この膨張質量ΔＭに相当する体積は、１次液体燃料タンク６での体積に換算して、１次液体燃料タンク６での増加分ΔＶとして表すと、
ΔＶ＝ΔＭ÷ρ４
＝Ｖｄ×（１−α）×（ρ３−ρ１）÷ρ４ （式１）
となる。ここで、ρ４は１次液体燃料タンク温度Ｔ４における液体燃料の密度である。

つまり、この増加分ΔＶが１次液体燃料タンク６の持つべき最小の余裕容積である。すなわち、１次液体燃料タンク６の容積Ｖｍａｘは、１次液体燃料タンク６の定量Ｖｎｏｍに対して、この最小の余裕容積ΔＶ以上の容積であれば、起動時の脱硫器４の温度上昇に伴う液体燃料の体積増加によって１次液体燃料タンク６から液体燃料が溢れることはない。１次液体燃料タンク６の定量Ｖｎｏｍとは、液体燃料の貯蔵量がそれ以下となると自力式液面調節弁４０が開き液体燃料タンク５から液体燃料を引き込む基準の容量である。

この余裕容積ΔＶを、
脱硫器容積Ｖｄ： ７５０ｃｃ
脱硫器脱硫剤充填率α： ３３％
脱硫器運転温度Ｔ１： ２００℃
ポンプ運転停止温度Ｔ３： １５０℃
１次液体燃料タンク温度Ｔ４： ２０℃
Ｔ１での灯油密度ρ１： ６０５ｋｇ／ｍ^３
Ｔ３での灯油密度ρ３： ６４８ｋｇ／ｍ^３
Ｔ４での灯油密度ρ４： ７９０ｋｇ／ｍ^３
である灯油を燃料とした燃料電池発電システムについて算出すると、
ΔＶ＝７５０ｃｃ×（１−０．３３）
×（６４８ｋｇ／ｍ^３−６０５ｋｇ／ｍ^３）÷７９０ｋｇ／ｍ^３
＝２７ｃｃ
となる。なお、通常容易に入手できる灯油燃焼機器向けの定油面器は、液面調節機能のみを保ってサイズを極小にするよう設計されているので、このような余裕は全くない。本実施の形態の燃料電池発電システムを図２、図３に示す方法で運用するためには、このような基準に従って十分な余裕を持つ１次液体燃料タンク６を選定もしくは製作することが必須である。

ポンプ運転停止温度Ｔ３およびポンプ運転開始温度Ｔ２は、いずれも脱硫剤で炭素析出などが発生しないよう、液体燃料の沸点以下とする。しかし、起動時に脱硫器温度ＴがＴ３に達する前に送液昇圧ポンプ７を運転し始めると、脱硫器４が液体燃料の膨張で充填される前なので、閉じた循環経路で液体燃料が過渡的に不足し、液体燃料タンク５から液体燃料を無駄に引き込むことになる。このような理由から、ポンプ運転開始温度Ｔ２は、ポンプ運転停止温度Ｔ３と同じかそれ以上の温度で送液昇圧ポンプ７の運転を開始することが望ましい。

このように本実施の形態の燃料電池発電システムでは、可燃性ガスの混入が抑制された液体燃料を改質装置３へ安定して供給できる。また、脱硫器４の温度が低く、脱硫処理が適切に行われていない場合には、液体燃料を改質装置３に送ることなくリサイクルさせ、かつ、そのリサイクルされた液体燃料が１次液体燃料タンク６から溢れる可能性を低減することができる。

［第２の実施の形態］
図４は、本発明に係る液体燃料脱硫装置の第２の実施の形態を用いた燃料電池発電システムの系統図である。

本実施の形態の燃料電池発電システムは、第１の実施の形態における出口用自力式液面調節弁４４（図１参照）の代わりに、気液分離器レベル計２０、液面制御手段４２および液体燃料リサイクル遮断弁１５を有している。また、この燃料電池発電システムは、気抜き配管遮断弁２７を有している。

気液分離器レベル計２０は、バイパス燃料気液分離器８２の液面上昇を検知する。液面制御手段４２は、気液分離器レベル計２０の検知結果に基づいてバイパス燃料気液分離器８２の液位を制御する。この液面制御手段４２には、たとえば、検知した液位に基づいて液体燃料リサイクル遮断弁１５の開閉状態を制御する電気的な回路が設けられている。また、液面制御手段４２により、気抜き配管遮断弁２７も制御される。液体燃料リサイクル配管４５に設けられた液体燃料リサイクル遮断弁１５は、通常は閉じられている。

気抜き配管遮断弁２７は、気抜き配管１２の途中のたとえば気抜き配管逆止弁１３とバーナ燃焼部３４との間に設けられる。また、気抜き配管遮断弁２７は、通常は開かれている。

液体燃料は、燃料バイパス弁５２もしくはオーバーフロー配管２４を通じてバイパス燃料気液分離器８２に流入し、下部に貯留される。その液体燃料は、液体燃料リサイクル配管４５を流通し、液体燃料リサイクル遮断弁１５を介して１次液体燃料タンク６に流入してリサイクルされる。

気液分離器レベル計２０が検知する液面が上昇して所定の液位に達したとき、または、気液分離器レベル計２０が液面を検知して所定の時間が経過したとき、液面制御手段４２によって液体燃料リサイクル遮断弁１５が開かれて、バイパス燃料気液分離器８２の内部に貯留された液体燃料は１次液体燃料タンク６に戻される。このようにして、バイパス燃料気液分離器８２の液面の高さを調整している。

液体燃料リサイクル遮断弁１５を開いている際に気抜き配管１２が遮断されていれば、バイパス燃料気液分離器８２内の液体燃料が流出して負圧となった気相の内圧が、液体燃料リサイクル配管４５内の液体燃料のヘッド圧力と、バランスした時点で液体燃料の流出は自動的に停止する。また液体燃料リサイクル遮断弁１５の開閉によりバーナ燃焼部３４の燃焼状態が影響を受けることはない。

しかし、液体燃料リサイクル遮断弁１５を開いている際に気抜き配管１２が遮断されず、バイパス燃料気抜き配管７２の気相とバーナ燃焼部３４が連通していると、燃焼ガスが気抜き配管１２を通じてバイパス燃料気液分離器８２に流入し、内部の可燃性ガスと混合して安全上の問題を生じる。さらに、貯留している液体燃料を流出させて大気である１次液体燃料タンク６の気相と連通し、更にはバーナ燃焼部３４の燃焼状態を変動させて改質装置３の運転特性を低下させる。

このような燃焼ガスの吹き抜けは、気抜き配管１２に設けられた気抜き配管遮断弁２７を液面制御手段４２により閉止することで抑止することができる。そこで、本実施の形態の気抜き配管遮断弁２７は、液体燃料リサイクル遮断弁１５が開くと同時もしくは先んじて閉じ、液体燃料リサイクル遮断弁が閉じると同時もしくは後に開くものとする。さらに、このように制御することにより、気抜き配管逆止弁１３を設けない場合でも、燃焼ガスの吹き抜けは抑止できる。

図５は、本実施の形態の燃料電池発電システムから気抜き配管逆止弁１３を除去したシステムで液体燃料リサイクル遮断弁１５の開指令と同時に気抜き配管遮断弁２７の開指令とを同時に発生させた場合のバーナ燃焼部３４の温度の変化の測定例を示すグラフである。

この測定では、気抜き配管遮断弁２７は、通電時に開である電磁弁を用い、バイパス燃料気液分離器８２からバーナ燃焼部３４へ向かう流れを順方向として設置した。また液体燃料リサイクル遮断弁１５は、通電時に閉である電磁弁を用い、バイパス燃料気液分離器８２から１次液体燃料タンク６へ向かう流れを順方向として設置した。気抜き配管遮断弁２７と液体燃料リサイクル遮断弁１５の駆動電源は同一の電源に並列に接続し、同時に電源が入り同時に電源が切れるものとした。一方が通電時開、他方が通電時閉なので、制御指令の上では全く同時に開閉されることになっていた。

しかし、実際には、図５に示すように、液体燃料リサイクル遮断弁１５開閉に伴い、バーナ燃焼部３４の温度は、急減、急回復する傾向が見られる。これは、流通する流体や流れに対する弁の設置方向などの影響により、電磁弁の電源ＯＮ／ＯＦＦを全く同一のタイミングとしても、実際の開閉に若干のタイムラグが生じ、バーナ燃焼部３４から燃焼ガスがバイパス燃料気液分離器８２に流れていることを示している。この測定例から分かるように、液体燃料リサイクル遮断弁１５の開指令と同時に気抜き配管遮断弁２７の開指令とが、単に同時であるだけでは不十分であることが分かる。

図６は、本実施の形態の燃料電池発電システムで液体燃料リサイクル遮断弁１５の開指令と同時に気抜き配管遮断弁２７の開指令とを同時に発生させた場合のバーナ燃焼部３４の温度の変化の測定例を示すグラフである。気抜き配管遮断弁２７と液体燃料リサイクル遮断弁１５の動作方法は図５に示す測定例と同一である。

図６に示すとおり、気抜き配管逆止弁１３を追加することで、バーナ燃焼部３４の温度が急減、急回復する傾向が見られなくなった。昇温中最初の温度低下は正常であり、二度目の温度低下はバーナ燃焼部３４の燃料を改質ガスに切り替えたことによる正常な応答である。

気抜き配管逆止弁１３は液体燃料リサイクル遮断弁１５が開いて多少の流れが発生すると直ぐに閉まるので、液体燃料リサイクル遮断弁１５が開くと同時に気抜き配管１２を閉止することができる。液体燃料リサイクル遮断弁１５が閉まった後も閉まった状態を維持し、バイパス燃料気液分離器８２の内圧が気抜き配管逆止弁１３のクラッキング差圧分だけバーナ燃焼部３４圧力を上回った時点で開く。したがって、気抜き配管逆止弁１３だけでも要求される機能を満たすことができる。

このように、気抜き配管遮断弁２７は、液体燃料リサイクル遮断弁１５が開くと同時もしくは先んじて閉じ、液体燃料リサイクル遮断弁１５が閉じると同時もしくは後に開くものとする必要がある。ここで、弁の開閉が同時とは、単に液面制御手段４２からの開閉指令が同時に出ることだけでは不十分である。そこで、弁を同時に開閉させる場合は、弁体の開閉動作完了が同時である必要がある。

本実施の形態では、液体燃料リサイクル遮断弁１５に電磁弁などの電気部品を持つ弁を用いる必要がある。電磁弁コイルや接点スイッチなどの電気部品は、電気部品を持たない弁に比べて、繰り返し作動回数を少なくする必要がある。

つまり、液体燃料リサイクル遮断弁１５の交換頻度を抑えて、燃料電池パッケージ１の寿命を延ばすためには、開閉頻度を抑える必要がある。したがって、一回の液体燃料リサイクル遮断弁１５の開動作でリサイクルされる液体燃料の量を極大とすることが求められる。

しかし、一回の液体燃料リサイクル遮断弁１５の開動作で多量の液体燃料をリサイクルした場合、リサイクルされた液体燃料が一時に１次液体燃料タンク６に戻るため、１次液体燃料タンク６が溢れるおそれがある。また、リサイクルされた燃料が一時にバイパス燃料気液分離器８２から排出されるため、バイパス燃料気液分離器８２の液封がなくなるおそれがある。バイパス燃料気液分離器８２の液封がなくなると、可燃性ガス雰囲気であるバイパス燃料気液分離器８２の気相と、空気雰囲気である１次液体燃料タンク６の気相が連通するおそれがある。これらのため、１次液体燃料タンク６容積と気液分離器レベル計２０の位置は、最大リサイクル量によって制限される。

さらに、一回の液体燃料リサイクル遮断弁１５の開動作で多量の液体燃料をリサイクルした場合、リサイクルされた燃料が一時にバイパス燃料気液分離器８２から排出されるため、バイパス燃料気液分離器８２およびそれと連通している主燃料気液分離器８１の気相圧力が低下するおそれがある。このため、バイパス燃料気液分離器８２の高さも制限される。

液体燃料リサイクル配管４５の途中に、１つもしくは複数の流路圧損要素を設けてもよい。この場合、液体燃料リサイクル遮断弁１５が開いた状態での液体燃料の単位時間当たりの流量が抑制される。その結果、液体燃料リサイクル遮断弁１５および気抜き配管遮断弁２７の開閉のタイミングに多少のずれが生じても問題が発生しないようにできる。

図７は、本実施の形態において、液体燃料リサイクル遮断弁１５が開いた時の排液量を模式的に示す図であって、（ａ）は液体燃料リサイクル遮断弁１５が開く前の状態、（ｂ）は（ａ）は液体燃料リサイクル遮断弁１５が開いた後の状態を示す。なお、図７中および、以下の説明において、各記号の意味は、
Ｖ：液体燃料リサイクル遮断弁を開く前の主燃料気液分離器気相容積およびバイパス燃料気液分離器気相容積合計
Ｖ１：液体燃料リサイクル遮断弁を開く前のバイパス燃料気液分離器液相体積
ΔＶ：液体燃料リサイクル遮断弁を開いた際排出される液量
Ｐ１：液体燃料リサイクル遮断弁を開く前の気液分離器気相圧力
Ｐ２：液体燃料リサイクル遮断弁を開いた後の気液分離器気相圧力
Ｐ３：液体燃料リサイクル遮断弁を開いた後のバイパス燃料気液分離器液相底部圧力
Ｐａｔｍ：１次液体燃料タンク気相圧力、即ち大気圧
Ｓ：液体燃料リサイクル遮断弁が開く前の液面の断面積
ｈ：１次液体燃料タンク液面からバイパス燃料気液分離器底部までの鉛直高さ
ｈ’：１次液体燃料タンク液面から液体燃料リサイクル遮断弁を開く前のバイパス燃料気液分離器液面、すなわちバイパス燃料気液分離器液面上限までの鉛直高さ
Δｈ：液体燃料リサイクル遮断弁を開いた際の液面高さ変化
ρ：液体燃料密度
ｇ：重力加速度
とする。

液体燃料リサイクル遮断弁１５が開いて液体燃料が流下した後、バイパス燃料気液分離器８２の気相負圧と、液相の重量が釣り合う。このため、
Ｐ２＋（ｈ’−ｈ−Δｈ）×ρ×ｇ＝Ｐ３
となる。Ｐ３＝Ｐａｔｍ−ｈ×ρ×ｇであるから、これを代入して
Ｐ２＋（ｈ’−ｈ−Δｈ）×ρ×ｇ＝Ｐａｔｍ−ｈ×ρ×ｇ
となる。

液体燃料リサイクル遮断弁１５の開閉に伴う気相の出入りはないから、
Ｐ２＝Ｖ×Ｐ１÷（Ｖ＋ΔＶ）
である。これを上式に代入すると、
Ｖ×Ｐ１÷（Ｖ＋ΔＶ）＝Ｐａｔｍ−（ｈ’−Δｈ）×ρ×ｇ
となる。ここで、Δｈ＝ΔＶ÷Ｓと近似すると、
Ｖ×Ｐ１÷（Ｖ＋ΔＶ）＝Ｐａｔｍ−ｈ’×ρ×ｇ＋ΔＶ÷Ｓ×ρ×ｇ
となる。この近似は、液面が移動する間で気液分離器の断面積が変化したとしても、移動距離は全体に比べて短いため適当である。

さらに、（Ｖ＋ΔＶ）を上式の両辺にかけ、ΔＶの二乗項を無視して一次式とすると、
Ｖ×（Ｐ１−Ｐａｔｍ＋ｈ’×ρ×ｇ）
＝ΔＶ×｛Ｐａｔｍ−ｈ’×ρ×ｇ＋Ｖ÷Ｓ×ρ×ｇ｝
となる。Ｐ１をゲージ圧で表記したものをＰ１’とする、すなわち、Ｐ１’＝Ｐ１−Ｐａｔｍとおくと、上式は
ΔＶ＝Ｖ×（Ｐ１’＋ｈ’×ρ×ｇ）÷｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝
となる。

気液分離器レベル計２０で検知され制御されるバイパス燃料気液分離器８２の液量は、バイパス燃料気液分離器８２の気相と１次液体燃料タンク６の気相とが連通しないよう、上述のΔＶの最大値より大きくなればならない。ΔＶは、ＶおよびＰ１’が最大の場合に、最大となる。Ｖは新品を初めて起動する時など主燃料気液分離器８１に液体燃料がない場合に最大となり、Ｐ１’はバーナ燃焼部３４のゲージ圧が最大となる場合に最大となる。

したがって、液体燃料リサイクル遮断弁１５の開動作で液体燃料をリサイクルした場合にリサイクルされた液体燃料が１次液体燃料タンク６から溢れないようにするためには、１次液体燃料タンク６が持つべき余裕は、
Ｖ×（Ｐｂ＋ｈ’×ρ×ｇ）÷｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝ （式２）
となる。ここで、Ｐｂはバーナ燃焼部３４の最大ゲージ圧である。

このような弁の開閉動作は、燃料電池発電システム起動中の、脱硫器４の昇温による膨張分が１次液体燃料タンク６に集中している状態でも発生する。したがって、本実施の形態において、１次液体燃料タンク６が持つべき余裕容積は、式１と式２の値の和であり、その値は、
Ｖｄ×（１−α）×（ρ３−ρ１）÷ρ４
＋Ｖ×（Ｐｂ＋ｈ’×ρ×ｇ）÷｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝
となる。

一方、バイパス燃料気液分離器８２の負圧、すなわち、Ｐａｔｍ−Ｐ２が大きいことは望ましくないので、バイパス燃料気液分離器８２の負圧の最大値をＰｃとすると、
Ｐｃ＞Ｐａｔｍ−Ｐ２
とすべきである。

Ｐ２＝Ｖ×Ｐ１÷（Ｖ＋ΔＶ）
を代入し、両辺に（Ｖ＋ΔＶ）をかけて整理すると
Ｖ×Ｐ１＞(Ｐａｔｍ−Ｐｃ)×（Ｖ＋ΔＶ）
となる。更に
ΔＶ＝Ｖ×（Ｐ１’＋ｈ’×ρ×ｇ）÷｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝
を用いて整理すると、
Ｐ１＞（Ｐａｔｍ−Ｐｃ）×｛１＋（Ｐ１’＋ｈ’×ρ×ｇ）
÷｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝
＝（Ｐａｔｍ−Ｐｃ）×（Ｐａｔｍ＋Ｐ１’＋ρ×ｇ×Ｖ÷Ｓ）
÷｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝
＝（Ｐａｔｍ−Ｐｃ）×（Ｐ１＋ρ×ｇ×Ｖ÷Ｓ）
÷｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝
となり、この両辺に｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝をかけると
Ｐ１×｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝
＞（Ｐａｔｍ−Ｐｃ）×（Ｐ１＋ρ×ｇ×Ｖ÷Ｓ）
となる。この不等式の両辺をρ×ｇで割り、ｈ’について整理して、
ｈ’＜｛Ｐｃ÷（ρ×ｇ）×（Ｐ１＋ρ×ｇ×Ｖ÷Ｓ）＋
（Ｐ１−Ｐａｔｍ）×Ｖ÷Ｓ｝÷Ｐ１
となる。Ｐ１＝Ｐａｔｍ＋Ｐ１’であるから、上式は
ｈ’＜｛Ｐｃ÷（ρ×ｇ）×（Ｐａｔｍ＋Ｐ１’＋ρ×ｇ×Ｖ÷Ｓ）
＋Ｐ１’×Ｖ÷Ｓ｝÷（Ｐ１’＋Ｐａｔｍ）
となる。Ｐ１’はバーナ燃焼部３４のゲージ圧が最大となる場合に最大となるから、ｈ’について、バーナ燃焼部３４の最大ゲージ圧Ｐｂを用いて、
ｈ’＜｛Ｐｃ÷（ρ×ｇ）×（Ｐａｔｍ＋Ｐｂ＋ρ×ｇ×Ｖ÷Ｓ）
＋Ｐｂ×Ｖ÷Ｓ｝÷（Ｐｂ＋Ｐａｔｍ） （式３）
が得られる。

つまり、バイパス燃料気液分離器８２は、１次液体燃料タンク６の定量の液面からバイパス燃料気液分離器８２の液面までの鉛直高さが、式３を満足するように設置することが好ましい。

ここで、
脱硫器容積Ｖｄ： ７５０ｃｃ
脱硫器脱硫剤充填率α： ３３％
脱硫器運転温度Ｔ１： ２００℃
ポンプ運転停止温度Ｔ３： １５０℃
１次液体燃料タンク温度Ｔ４： ２０℃
Ｔ１での灯油密度ρ１： ６０５ｋｇ／ｍ^３
Ｔ３での灯油密度ρ３： ６４８ｋｇ／ｍ^３
Ｔ４での灯油密度ρ４： ７９０ｋｇ／ｍ^３
主燃料気液分離器の全容積： ３３９ｃｃ
バイパス燃料気液分離器気相体積Ｖ１：１９８ｃｃ
気液分離器気相容積の最大値Ｖ＝主燃料気液分離器容積＋バイパス燃料気液分離器気相容積：５３７ｃｃ
バイパス燃料気液分離器液相体積：１４１ｃｃ
バーナ燃焼部最大ゲージ圧：１０ｋＰａ
１次液体燃料タンクの液面からバイパス燃料気液分離器の液面までの鉛直高さ：４２０ｍｍ
液体燃料密度ρ：７９０ｋｇ／ｍ^３
バイパス燃料気液分離器液相断面積Ｓ：２８．３ｃｍ^２
バイパス燃料気液分離器の負圧の最大値Ｐｃ：９．８ｋＰａ
とすると、式１ないし式３から、
式１の値： ２７ｃｃ
式２の値： ７１ｃｃ
式３の右辺：１３００ｍｍ
となる。

したがって、このような形状の燃料電池発電システムでは、１次液体燃料タンク６が持つべき余裕は、９８ｃｃ（＝２７ｃｃ＋７１ｃｃ）以上となる。これは第１の実施の形態の説明で示した、脱硫器４中灯油の膨張によってもつべき余裕２７ｃｃの約３．６倍である。上述の燃料電池発電システムで１次液体燃料タンク６に余裕を１１０ｃｃとった場合に、問題なく運用できることを確認した。

バイパス燃料気液分離器８２が持つべき液量も７１ｃｃ以上である。上述の燃料電池発電システムでバイパス燃料気液分離器８２が貯える液量を、この最低液量よりも大きい１４１ｃｃとした場合に、問題なく運用できることを確認した。

１次液体燃料タンク６の定量の液面からバイパス燃料気液分離器８２の液面までの鉛直高さの上限は、１３００ｍｍとなる。上述の燃料電池発電システムで１次液体燃料タンク６の定量の液面からバイパス燃料気液分離器８２の液面までの鉛直高さをこの最大高さよりも低い４２０ｍｍとした場合に、問題なく運用できることを確認した。この場合の負圧度は、最大３．１ｋＰａで、許容値の範囲内である。

図８は、本実施の形態の燃料電池発電システムで液体燃料リサイクル遮断弁１５の開指令と同時に気抜き配管遮断弁２７の開指令とを同時に発生させた場合の液体燃料気液分離器８２の気相の圧力変化の測定例を示すグラフである。図８には、バーナ燃焼部３４の温度を併せて示した。この測定例は、気抜き配管逆止弁１３のクラッキング差圧が１ｋＰａである場合の結果である。

３．５ｋＰａ前後だったバイパス燃料気液分離器８２の圧力は、気抜き配管遮断弁２７を閉じ、液体燃料リサイクル遮断弁１５を開くと急減し、負圧度は−２．０ｋＰａに達する。その後、気抜き配管遮断弁２７を閉じて液体燃料リサイクル遮断弁１５を開いた状態を１０秒間保持してから液体燃料リサイクル遮断弁１５を閉じ、気抜き配管遮断弁２７を開いた。その結果、バイパス燃料気液分離器８２に流入する脱硫済の液体燃料と可燃性ガスによりバイパス燃料気液分離器８２の圧力は、徐々に上昇して４．３ｋＰａ程度にまで達した後低下した。これは気抜き配管逆止弁１３が、前後の差圧がクラッキング差圧に達した段階で開いたことを示すものである。以降変動はあるものの圧力は３．５ｋＰａ前後で推移し、約５．７分後に弁動作している。その間、バーナ燃焼部３４の温度は安定していた。

このように、本実施の形態によれば、可燃性ガスの混入が抑制された液体燃料を改質装置３へ安定して供給するシステムにおいて、液体燃料を漏出させることなく、可燃ガスと空気との容器内での混合を抑制できる。また、バイパス燃料気液分離器８２の負圧度が過大になることもない。その結果、燃料電池発電システムを安定かつ安全に運転することができる。

［第３の実施の形態］
図９は、本発明に係る液体燃料脱硫装置の第３の実施の形態を用いた燃料電池発電システムの系統図である。

本実施の形態では、一体化された気液分離装置１１を用いている。この気液分離装置１１は、１つの容器と、その容器の内部の液相を２つの区画に仕切る堰２６が設けられている。堰２６によって仕切られたそれぞれの部分が、主燃料気液分離部８３およびバイパス燃料気液分離部８４となっている。主燃料気液分離部８３は、第１の実施の形態における主燃料気液分離器８１（図１参照）に対応する。バイパス燃料気液分離部８４は、第１の実施の形態におけるバイパス燃料気液分離器８２（図１参照）に対応する。

主燃料気液分離部８３に貯えられた液体燃料は、液面が堰２６の上端以上となると、バイパス燃料気液分離部８４に流れ込むようになっている。このため、第１の実施の形態におけるオーバーフロー配管２４（図１参照）は不要である。

また、出口用自力式液面調節弁４４の代わりに、第２の実施の形態と同様に、気液分離器レベル計２０、液面制御手段４２および液体燃料リサイクル遮断弁１５を用いてもよい。有している。また、第２の実施の形態と同様に、気抜き配管１２の途中のたとえば気抜き配管逆止弁１３とバーナ燃焼部３４との間に気抜き配管遮断弁２７を設けてもよい。

このような燃料電池発電システムであっても、第１の実施の形態と同様に、可燃性ガスの混入が抑制された液体燃料を改質装置３へ安定して供給できる。また、脱硫器４の温度が低く、脱硫処理が適切に行われていない場合には、液体燃料を改質装置３に送ることなくリサイクルさせ、かつ、そのリサイクルされた液体燃料が１次液体燃料タンク６から溢れる可能性を低減することができる。

［他の実施の形態］
上述の各実施の形態は単なる例示であり、本発明はこれらに限定されない。また、各実施の形態の特徴を組み合わせて実施することもできる。

１…燃料電池パッケージ、２…燃料電池本体、３…改質装置、４…脱硫器、５…液体燃料タンク、６…１次液体燃料タンク、７…送液昇圧ポンプ、８…脱硫器加熱器、９…２次液体燃料タンク、１０…改質燃料供給ポンプ、１１…気液分離装置、１２…気抜き配管、１３…気抜き配管逆止弁、１４…改質燃料供給配管、１５…液体燃料リサイクル遮断弁、１９…圧力調整弁、２０…気液分離器レベル計、２４…オーバーフロー配管、２６…堰、２７…気抜き配管遮断弁、３１…改質器本体、３２…一酸化炭素変成器、３３…一酸化炭素除去器、３４…バーナ燃焼部、４０…自力式液面調節弁、４１…浮子、４２…液面制御手段、４３…自力式液面調節弁、４４…出口用自力式液面調節弁、４５…液体燃料リサイクル配管、５１…燃料遮断弁、５２…燃料バイパス弁、７０…温度計、７１…改質燃料気抜き配管、７２…バイパス燃料気抜き配管、８１…主燃料気液分離器、８２…バイパス燃料気液分離器、８３…主燃料気液分離部、８４…バイパス燃料気液分離部、９１…アノード極、９２…カソード極、９３…冷却水系、９９…制御装置

Claims (10)

1. 外部から送液される液体燃料を貯蔵する１次液体燃料タンクと、
   前記１次液体燃料タンクに貯蔵された液体燃料の貯蔵量が１次液体燃料タンク定量Ｖｎｏｍに達すると外部からの送液を停止する１次燃料タンク液面制御手段と、
   液体燃料中の硫黄化合物の含有量を低減させる脱硫剤が充填された脱硫器と、
   前記脱硫器を加熱する加熱器と、
   前記１次燃料タンクから前記脱硫器に液体燃料を送出する送液昇圧ポンプと、
   並列に設けられてそれぞれ前記脱硫器で脱硫された液体燃料を供給されてその液体燃料から気体を分離する主気液分離部およびバイパス燃料気液分離部を備えて、前記主気液分離部の液相が所定の体積を超えると前記バイパス燃料気液分離部の液相に流れ込むように形成された気液分離器と、
   前記主気液分離部でガスが分離された液体燃料を貯蔵し、気相が大気と連通した２次液体燃料タンクと、
   前記主気液分離部の気相および前記バイパス燃料気液分離部の気相と連通する気抜き配管と、
   前記バイパス燃料気液分離部の液相から前記１次燃料タンクに延びる液体燃料リサイクル配管と、
   前記バイパス燃料気液分離部の液面の高さが所定の高さ以上になるように制御するバイパス燃料気液分離部液面制御手段と、
   前記脱硫器の運転時に前記加熱器に前記脱硫器を脱硫器運転温度Ｔ１以上に加熱させ、前記脱硫器の降温時に前記脱硫器の温度が前記脱硫器運転温度Ｔ１より低いポンプ運転停止温度Ｔ３以下になったときに前記送液昇圧ポンプの運転を停止させる制御器と、
   を有し、前記１次液体燃料タンクの容積Ｖｍａｘが、前記脱硫器の容積をＶｄ、前記脱硫器中の前記脱硫剤の充填率をα、前記脱硫器運転温度Ｔ１での液体燃料密度をρ１、前記ポンプ運転停止温度Ｔ３での液体燃料密度をρ３、前記１次燃料タンク中の液体燃料の温度Ｔ４での液体燃料の密度をρ４としたときに、
   Ｖｍａｘ≧Ｖｎｏｍ＋Ｖｄ×（１−α）×（ρ３−ρ１）÷ρ４
   を満足することを特徴とする液体燃料脱硫装置。
2. 前記バイパス燃料気液分離部液面制御手段は、前記バイパス燃料気液分離部の液相に浮かぶ浮子と、前記バイパス燃料気液分離部から前記１次液体燃料タンクへの出口に設けられて前記浮子によって開閉する自力式液面調節弁とを備えることを特徴とする請求項１に記載の液体燃料脱硫装置。
3. 重力加速度をｇ、前記気液分離器の気相の最大圧力をＰｂ、１次液体燃料タンク定量の液面から前記バイパス燃料気液分離部の液面上限までの鉛直高さをｈ’、液体燃料密度をρ、前記バイパス燃料気液分離部の液面が上限にあるときの前記気液分離器の気相体積の合計をＶ、液面が上限にあるときの前記バイパス燃料気液分離部の液相断面積をＳとすると、
   Ｖｍａｘ≧Ｖｎｏｍ＋Ｖｄ×（１−α）×（ρ３−ρ１）÷ρ４
   ＋Ｖ×（Ｐｂ＋ｈ’×ρ×ｇ）÷｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝
   を満足することを特徴とする請求項１に記載の液体燃料脱硫装置。
4. 前記バイパス燃料気液分離部液面制御手段により、バイパス燃料気液分離部に貯留される液体燃料量Ｖｂが、
   Ｖｂ＞Ｖ×（Ｐｂ＋ｈ’×ρ×ｇ）÷｛Ｐａｔｍ−ρ×ｇ×（ｈ’−Ｖ÷Ｓ）｝
   を満足するように制御されていることを特徴とする請求項３に記載の液体燃料脱硫装置。
5. 前記１次液体燃料タンク定量の液面からバイパス燃料気液分離器の液面上限までの鉛直高さｈ’が、前記バイパス燃料気液分離器の許容される負圧の最大値をＰｃとすると、
   ｈ’＜｛Ｐｃ÷（ρ×ｇ）×（Ｐａｔｍ＋Ｐｂ＋ρ×ｇ×Ｖ÷Ｓ）＋Ｐｂ×Ｖ÷Ｓ｝
   ÷（Ｐｂ＋Ｐａｔｍ）
   を満足することを特徴とする請求項４に記載の液体燃料脱硫装置。
6. 前記気液分離器は、容器と、前記容器を前記主気液分離部および前記バイパス燃料気液分離部に仕切って前記主気液分離部に貯えられた液体燃料の液面がその上端以上となるとバイパス燃料気液分離部に流れ込むように設けられた堰とを備えることを特徴とする請求項１ないし請求項５のいずれか１項に記載の液体燃料脱硫装置。
7. 前記バイパス燃料気液分離部液面制御手段は、前記バイパス燃料気液分離部の液相に浮かぶ浮子を備えて前記浮子によって駆動され前記浮子が前記所定の高さに上昇すると開く液体燃料リサイクル配管の途中に設けられた出口用自力式液面調節弁であることを特徴とする請求項１ないし請求項６のいずれか１項に記載の液体燃料脱硫装置。
8. 前記気抜き配管の途中に設けられた第１弁を有し、
   前記バイパス燃料気液分離部液面制御手段はバイパス配管の途中に設けられて前記バイパス燃料気液分離部の液面の高さが前記所定の高さ以上になると開く第２弁を備え、
   を有し、前記第２弁が閉じる場合に前記第１弁は前記第２弁の閉動作以前に閉じることを特徴とする請求項６に記載の液体燃料脱硫装置。
9. 外部から送液される液体燃料を貯蔵する１次液体燃料タンクと、
   前記１次液体燃料タンクに貯蔵された液体燃料の貯蔵量が１次液体燃料タンク定量Ｖｎｏｍに達すると外部からの送液を停止する１次燃料タンク液面制御手段と、
   液体燃料中の硫黄化合物の含有量を低減させる脱硫剤が充填された脱硫器と、
   前記脱硫器を加熱する加熱器と、
   前記１次燃料タンクから前記脱硫器に液体燃料を送出する送液昇圧ポンプと、
   並列に設けられてそれぞれ前記脱硫器で脱硫された液体燃料を供給されてその液体燃料から気体を分離する主気液分離部およびバイパス燃料気液分離部を備えて、前記主気液分離部の液相が所定の体積を超えると前記バイパス燃料気液分離部の液相に流れ込むように形成された気液分離器と、
   前記主気液分離部でガスが分離された液体燃料を貯蔵し、気相が大気と連通した２次液体燃料タンクと、
   前記主気液分離部の気相および前記バイパス燃料気液分離部の気相と連通する気抜き配管と、
   前記バイパス燃料気液分離部の液相から前記１次燃料タンクに延びる液体燃料リサイクル配管と、
   前記バイパス燃料気液分離部の液面の高さが所定の高さ以上になるように制御するバイパス燃料気液分離部液面制御手段と、
   前記脱硫器の運転時に前記加熱器に前記脱硫器を脱硫器運転温度Ｔ１以上に加熱させ、前記脱硫器の降温時に前記脱硫器の温度が前記脱硫器運転温度Ｔ１より低いポンプ運転停止温度Ｔ３以下になったときに前記送液昇圧ポンプの運転を停止させる制御器と、
   前記２次液体燃料タンクに貯蔵された液体燃料を供給されて水素を含む改質ガスを生成させる改質装置と、
   前記改質装置から改質ガスを供給されて発電する燃料電池本体と、
   を有し、前記１次液体燃料タンクの容積Ｖｍａｘが、前記脱硫器の容積をＶｄ、前記脱硫器中の前記脱硫剤の充填率をα、前記脱硫器運転温度Ｔ１での液体燃料密度をρ１、前記ポンプ運転停止温度Ｔ３での液体燃料密度をρ３、前記１次燃料タンク中の液体燃料の温度Ｔ４での液体燃料の密度をρ４としたときに、
   Ｖｍａｘ≧Ｖｎｏｍ＋Ｖｄ×（１−α）×（ρ３−ρ１）÷ρ４
   を満足することを特徴とする燃料電池発電システム。
10. 前記改質装置は、改質器本体と、前記改質器本体を加熱するバーナ燃焼部とを備え、
    前記気抜き配管は前記バーナ燃焼部に接続されていることを特徴とする請求項９に記載の燃料電池発電システム。

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