JP2011096400A - 燃料電池発電システム及び脱硫装置 - Google Patents

Abstract

【課題】所定の寿命期間に亘って脱硫剤の交換を不要、もしくは限られた回数とすることができる燃料電池発電システムを提供する。
【解決手段】硫黄化合物を含有する原燃料ガスＰから硫黄化合物を除去するための脱硫装置Ｄと、脱硫装置Ｄによって脱硫処理された原燃料ガスＰを改質して、水素を主成分とする改質ガスＲを生成させる改質装置３と、改質装置３から供給される改質ガスＲを燃料として用いて発電する燃料電池６と、を備えた燃料電池発電システムＳ。脱硫装置Ｄは、原燃料ガスＰが通過可能に設けられた容器Ｃの内部に、硫黄化合物を吸着する脱硫剤１ａを収容して備えると共に、容器Ｃ内の脱硫剤１ａを５０℃〜２００℃の加温状態とするように加熱する加熱手段２１を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、脱硫装置と改質装置と燃料電池とを備えた燃料電池発電システム、及びそのような燃料電池発電システムに用いられる脱硫装置に関する。

近年、都市ガスやＬＰＧ等の原燃料ガスを水素原料とし、この水素原料と空気中の酸素との電気化学反応により発電を行う燃料電池発電システムが、省エネルギや環境保護の点から注目を集めている。すなわち、このような燃料電池発電システムでは、電気化学反応によって原燃料ガスの持つ化学エネルギを直接電気エネルギに変換するため、エネルギ変換に伴って発生する損失が少なく、高い発電効率を得ることができる。また、発電に伴って生成する物質は水だけであり、大気汚染の原因となる窒素酸化物（ＮＯｘ）の排出量は略ゼロであると共に、従来からある火力発電等と比較して単位発電量当たりの二酸化炭素（ＣＯ₂）の排出量を低減することができる。更に、発電に伴う排熱を有効利用することにより、総合的なエネルギ効率の向上を図ることもできる。よって、今後、燃料電池発電システムが広く普及することが期待されている。

ところで、都市ガスやＬＰＧ等の原燃料ガスには、メタンやプロパン等の炭化水素が主成分として含まれている。そのため、そのような原燃料ガスを水素原料とする場合には、原燃料ガスを例えばルテニウム等の改質触媒を備えて構成される改質装置を通過させることにより水蒸気改質して、水素リッチなガスを得ることが通常行われる。但し、一般に都市ガスやＬＰＧには、例えばジメチルスルフィド（ＤＭＳ）等の硫黄化合物が、付臭剤として一定の濃度で混合されている。このような付臭剤としての硫黄化合物は改質触媒を被毒して性能劣化させるため、原燃料ガスが改質装置に流入する前に、硫黄化合物を除去してｐｐｂオーダーまで低減させておく必要がある。よって、燃料電池発電システムは、上記硫黄化合物を除去するための脱硫装置を備える。脱硫装置には、例えばゼオライト等、硫黄化合物を吸着して除去可能な脱硫剤が備えられる。

そのような脱硫剤の一例として、下記の特許文献１には、Ｙ型ゼオライトに銀を担持させてなる脱硫吸着剤（以下、銀ゼオライト吸着剤と称する）が記載されている。一般に、ゼオライトは硫黄化合物と共に水分も吸着してしまうため、原燃料ガスに含まれる水分レベル（露点）が高くなるとゼオライトによる硫黄化合物の除去性能が低下するという問題がある。特許文献１に記載された銀ゼオライト吸着剤は、そのような問題を解決したものであって、原燃料ガスに含まれる水分レベルが高くなっても硫黄化合物の除去性能を確保することが可能とされている。しかも、銀ゼオライト吸着剤等のゼオライトを主成分とする脱硫吸着剤は、一般に常温においても硫黄化合物に対する吸着能を有する常温脱硫剤である。よって、燃料電池発電システムにおいて、特許文献１に記載されたような銀ゼオライト吸着剤を用いれば、常温又はその近辺で、脱硫装置により原燃料ガス中の硫黄化合物を有効に除去することができる。その結果、簡易かつ低コストに、改質装置ひいては燃料電池発電システム全体を良好な状態に維持することができる。

特開２００２−０６６３１３号公報

しかし、特許文献１では、銀ゼオライト吸着剤が、原燃料ガスに含まれる水分レベルが高い場合にも優れた脱硫性能を発揮することを謳ってはいるものの、基本的には銀ゼオライト吸着剤自体が非飽和状態であってそのような脱硫性能を発揮し得る状態にあることを前提としている。

一方、今日、燃料電池発電システムは各家庭に設置されて、その家庭における電力需要・熱需要を賄うように運転される。このような各家庭に設置される燃料電池発電システムには、当然その寿命が存在する。そして、その寿命の間、可能であれば脱硫剤を交換することなく脱硫装置を使用できることが好ましい。或いは、その寿命期間において数回程度の脱硫剤の交換で、脱硫装置において所望の脱硫能力が維持されることが好ましい。この点、例えば脱硫装置の容器を大型化し、その容器内に多量の脱硫剤を収容しておけば、交換回数を極力少なく抑えることができるとも言える。しかし、例えば家庭用の燃料電池発電システムにおいては、当然ながら、その占有できる容積には限界がある。

これらの問題は、結局のところ脱硫剤の性能をいかに高い性能に維持できるかの問題に帰着する。しかし、例えば家庭用に使用する燃料電池発電システムを考えた場合、上記の課題を解決するための実質的に有効な方策は、これまで見出されていなかった。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、所定の寿命期間に亘って脱硫剤の交換を不要、もしくは限られた回数とすることができる燃料電池発電システムを提供することを目的とする。また、所定の寿命期間に亘って脱硫剤の交換を不要、もしくは限られた回数とすることができる脱硫装置を提供することを目的とする。

本発明に係る、硫黄化合物を含有する原燃料ガスから硫黄化合物を除去するための脱硫装置と、前記脱硫装置によって脱硫処理された原燃料ガスを改質して、水素を主成分とする改質ガスを生成させる改質装置と、前記改質装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電する燃料電池と、を備えた燃料電池発電システムの特徴構成は、前記脱硫装置は、前記原燃料ガスが通過可能に設けられた容器の内部に、硫黄化合物を吸着する脱硫剤を収容して備えると共に、前記容器内の前記脱硫剤を５０℃〜２００℃の加温状態とするように加熱する加熱手段を備えた点にある。

燃料電池発電システムに備えられる脱硫装置に用いられる脱硫剤として、常温（例えば、０℃〜３０℃）で用いることができる脱硫剤（以下、常温脱硫剤と称する場合がある。）が知られている。そのような常温脱硫剤は、燃料電池発電システム全体の構成を単純化すると共に低コスト化を図るため、好適に用いられる。ところで、現状ではそのような常温脱硫剤は燃料電池発電システムと同じケーシング内に備えられる場合が多く、燃料電池発電システムの運転中における常温脱硫剤の温度は４０℃程度まで上昇する場合がある。更に、外気温との関係等によっては、それ以上の温度になる場合もあり得る。しかし、常温脱硫剤の使用温度を積極的に一定の範囲内に維持することは考えられていなかった。

このような脱硫剤の使用に際して、本発明者らは、このような常温脱硫剤は独特の温度特性を有していることを明らかにし、それに基づいて本願発明を完成した。具体的には、本発明者らは、種々の検討の結果、特に原燃料ガス中に含まれる水分レベルが高い状態で、常温脱硫剤の温度が高いほどその脱硫性能が顕著に向上することをつきとめた。また、原燃料ガス中に含まれる水分レベルが比較的低い状態では、脱硫性能は略一定であるか、常温脱硫剤の温度の上昇とともにその脱硫性能が多少低下したとしても、その低下の程度は僅かであることをつきとめた。

上記の特徴構成によれば、通常であれば常温で使用可能な脱硫剤を、加熱手段により積極的に加熱して５０℃〜２００℃の加温状態とする。よって、原燃料ガス中に含まれる水分レベルが高い場合でも、脱硫剤による脱硫性能を大幅に向上させることができる。なお、原燃料ガス中に含まれる水分レベルが比較的低い場合には、その脱硫性能は略一定であるか、仮に低下するにしてもその低下の程度は僅かである。よって、総合的に見て、脱硫剤による脱硫性能を向上させることができる。また、脱硫性能が向上するので、脱硫装置の容器内に収容して備えられる脱硫剤量を一定とした場合に、高い脱硫性能が維持される期間をその分だけ延長させることができる。
従って、所定の寿命期間に亘って脱硫剤の交換を不要、もしくは限られた回数とすることができる燃料電池発電システムを提供することができる。

ここで、前記容器の上流側に設けられ、前記容器に流入する原燃料ガスに含まれる水分レベルを検出する水分検出手段と、前記水分検出手段により検出される水分レベルに応じて前記加熱手段の動作を制御する加熱制御手段と、を更に備えた構成とすると好適である。

本発明者らの検討によれば、原燃料ガスに含まれる水分レベルが比較的低い状態では、常温脱硫剤を常温で使用し続けたとしても、十分に長期に亘って優れた脱硫性能を発揮し得る。よって、脱硫剤を加熱して加温状態とする必要性は低い。一方、原燃料ガスに含まれる水分レベルが比較的高い状態では、上記したように常温脱硫剤を常温で使用し続けると、長期に亘って優れた脱硫性能を発揮し得ない場合がある。よって、脱硫剤を加熱して加温状態とする必要性が高いと言える。
この構成によれば、加熱制御手段が、水分検出手段により検出される水分レベルに基づいて脱硫剤を加熱して加温状態とする必要性の有無を判断し、当該必要性の有無に応じて加熱手段の動作（加熱の有無）を適切に制御することができる。

より具体的には、前記加熱制御手段は、前記水分検出手段により検出される水分レベルが予め設定された所定の基準レベル未満の低湿状態である場合には、前記加熱手段による加熱を停止させるように制御し、前記水分検出手段により検出される水分レベルが予め設定された所定の基準レベル以上の高湿状態である場合に、前記加熱手段による加熱を実行させるように制御する構成とすると好適である。

この構成によれば、予め設定された所定の基準レベルと水分検出手段により検出される水分レベルとに基づいて、加熱手段による加熱の実行及び停止を適切に切り替えることができる。
なお、この場合の所定の基準レベルは、実験結果に基づいて例えば１０００〜４０００ｐｐｍ（露点が−２０〜−５℃）の水分レベルに設定することができる。ここで、所定の基準レベルは、常温脱硫剤に顕著な温度特性が現れるような水分レベル範囲の最小値に設定されていると、より好適である。具体的には、所定の基準レベルを、例えば４０００ｐｐｍ（露点が−５℃）の水分レベルに設定すると好適である。

ここで、前記加熱手段が、前記燃料電池から排出される排熱を熱源として前記脱硫剤を加熱可能に構成された構成とすると好適である。

この構成によれば、燃料電池から排出される排熱を利用して、脱硫剤を迅速かつ適切に加熱することができる。また、燃料電池から排出される排熱を、加熱手段が脱硫剤を加熱するための熱源として有効利用することができる。よって、脱硫剤を加熱するための熱源を別途設置する必要がなくなるので、燃料電池発電システム全体のエネルギ効率を向上させることができる。

また、前記加熱手段が、前記排熱を回収し当該回収された熱を蓄熱する蓄熱機構と、前記蓄熱機構により蓄熱された熱を前記容器へ供給する熱供給機構と、を備える構成とすると好適である。

この構成によれば、脱硫剤を加熱する必要性の有無に応じて、燃料電池から排出される排熱の蓄熱と、蓄熱された熱を利用した脱硫剤の加熱と、を適切に切り替えることができる。すなわち、燃料電池からの排熱を蓄熱装置に蓄熱しておくことで、必要に応じて、当該蓄熱された熱を利用して脱硫剤を迅速かつ適切に加熱することができる。

また、前記燃料電池が発電を開始する前、又は発電を停止した後の一定時間、前記加熱手段に前記脱硫剤を加熱させるように制御する非発電時加熱制御手段を備えた構成とすると好適である。

この構成によれば、非発電時加熱制御手段からの指令により、燃料電池が発電を開始する前に加熱手段により脱硫剤を加熱して、脱硫剤の温度を上昇させることができる。よって、改質装置が原燃料ガスを改質して改質ガスを生成させるよりも前に、脱硫剤が高い脱硫性能を発揮し得る状態を早期に作り出すことができる。また、燃料電池が発電を停止して脱硫剤の温度が低下していた間に硫黄化合物が脱着していた場合であっても、加温状態の脱硫剤により、これを再吸着して除去することが容易となる。従って、燃料電池発電システムの運転開始時に、原燃料ガス中の硫黄化合物が改質装置及び燃料電池に到達するのを極力抑制することができる。
同様に、非発電時加熱制御手段からの指令により、燃料電池が発電を停止した後も加熱手段により脱硫剤を加熱して、一定時間、脱硫剤の温度を加温状態に維持させることができる。ところで、燃料電池発電システムの停止に際しては、燃料電池による発電を停止した状態で燃料電池内にガスを充填し、その状態で燃料電池をシールすることが通常行われる。このとき、上記のように燃料電池による発電停止後も脱硫剤を一定時間だけ加熱して加温状態に維持することで、燃料電池発電システムの上流側からガスをシール用に供給する場合にも、脱硫剤を高い脱硫性能を発揮し得る状態に維持できる。従って、燃料電池の発電停止時に、硫黄化合物が改質装置及び燃料電池に到達するのを極力抑制することができる。

また、前記脱硫剤の温度を検出する温度検出手段と、前記加熱手段による加熱後、前記温度検出手段により検出される温度に基づいて、前記脱硫剤が前記加温状態となった後に前記燃料電池に発電を開始させる起動制御手段と、を更に備える構成とすると好適である。

この構成によれば、加熱制御手段と発電前加熱制御手段と起動制御手段とが協働することにより、燃料電池が発電を開始するよりも前に、脱硫剤を確実に加温状態とすることができる。よって、脱硫剤が常に高い脱硫性能を維持した状態で、燃料電池発電システムを作動させることができる。従って、改質装置及び燃料電池の状態を、長期に亘って確実に良好な状態に維持して、安定的に発電を行うことができる。

これまで説明してきた燃料電池発電システムの構成において、前記脱硫剤は、ゼオライトを主成分とするゼオライト系吸着剤であると好適である。

この構成によれば、常温において硫黄化合物を吸着することが可能な常温脱硫剤を、簡易かつ適切に使用することができる。

また、前記脱硫剤は、Ｙ型ゼオライトを主成分とし当該Ｙ型ゼオライトに銀が担持されてなる銀ゼオライト吸着剤であると好適である。

この構成によれば、原燃料ガスに含まれる水分レベルが高い場合であっても常温において硫黄化合物を吸着することが可能な常温脱硫剤を、簡易かつ適切に使用することができる。

本発明に係る、硫黄化合物を含有する、燃料電池に供給される原燃料ガスから硫黄化合物を除去するための脱硫装置の特徴構成は、前記原燃料ガスが通過可能に設けられた容器の内部に、常温において硫黄化合物を吸着する常温脱硫剤を収容して備えると共に、前記容器内の前記常温脱硫剤を５０℃〜２００℃の加温状態とするように加熱する加熱手段を備えた点にある。

上記の特徴構成によれば、燃料電池に供給される原燃料ガスの前処理を行うための脱硫装置の、全体構成を単純化すると共に低コスト化を図るべく、通常であれば常温脱硫剤は常温（例えば、０℃〜３０℃）で使用されるところ、当該常温脱硫剤を加熱手段により積極的に加熱して、５０℃〜２００℃の加温状態とする。よって、上記した本発明者らの検討に鑑み、燃料電池に供給される原燃料ガス中に含まれる水分レベルが高い場合でも、常温脱硫剤による脱硫性能を大幅に向上させることができる。なお、原燃料ガス中に含まれる水分レベルが比較的低い場合には、その脱硫性能は略一定であるか、仮に低下するにしてもその低下の程度は僅かである。よって、総合的に見て、常温脱硫剤による脱硫性能を向上させることができる。また、脱硫性能が向上するので、容器内に収容して備えられる常温脱硫剤の量を一定とした場合に、高い脱硫性能が維持される期間をその分だけ延長させることができる。
従って、所定の寿命期間に亘って脱硫剤の交換を不要、もしくは限られた回数とすることができる脱硫装置を提供することができる。

第一の実施形態に係る燃料電池発電システムの概略構成図である。 第一の実施形態に係る加熱手段の概略構成図である。 原燃料ガスの露点と脱硫剤による硫黄化合物の相対吸着量との関係を示す図である。 脱硫器の下流側での硫黄化合物の検出量の経時変化を示す図である。 原燃料ガスの露点と脱硫剤の必要量との関係を示す図である。 第一の実施形態に係る起動制御処理の処理手順を示すフローチャートである。 第一の実施形態に係る加熱制御処理の処理手順を示すフローチャートである。 第二の実施形態に係る加熱手段の概略構成図である。

〔第一の実施形態〕
本発明の第一の実施形態について、図面を参照して説明する。本実施形態に係る燃料電池発電システムＳは、硫黄化合物を含有する原燃料ガスＰから硫黄化合物を除去するための脱硫装置Ｄと、脱硫装置Ｄによって脱硫処理された原燃料ガスＰを改質して、水素を主成分とする改質ガスＲを生成させる改質器３と、改質器３から供給される改質ガスＲを燃料として用いて発電する燃料電池６と、を備えている。このような構成において、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳは、脱硫装置Ｄが、原燃料ガスＰが通過可能に設けられた容器Ｃ内に、硫黄化合物を吸着する脱硫剤１ａを収容して備えると共に、容器Ｃ内の脱硫剤１ａを５０℃〜２００℃の加温状態とするように加熱する加熱手段２１を備えた点に特徴を有する。これにより、所定の寿命期間に亘って脱硫剤１ａの交換を不要、もしくは限られた回数とすることが可能となっている。以下、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳの各部の構成について、詳細に説明する。

１．燃料電池発電システムの全体構成
まず、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳの全体構成について説明する。燃料電池発電システムＳは、図１に示すように、脱硫装置Ｄと、水蒸気生成器２と、改質器３と、一酸化炭素変成器４と、一酸化炭素除去器５と、燃料電池６と、を主要な構成要素として備えている。

脱硫装置Ｄは、硫黄化合物を含有する原燃料ガスＰから硫黄化合物を除去する。脱硫装置Ｄには、メタンやプロパン等の炭化水素を主成分とする原燃料ガスＰが供給される。本実施形態においては、原燃料ガスＰとして用いられるメタンやプロパン等は、都市ガスやＬＰＧ等の形態で供給される。都市ガスやＬＰＧ等は一般に、例えばジメチルスルフィド（ＤＭＳ）等の硫黄化合物を付臭剤として含有している。原燃料ガスＰは、その流量を調節するガス流量調節弁１１及び原燃料ガスＰの流通を付勢するポンプ１３を介して脱硫装置Ｄに流入する。原燃料ガスＰに含まれる硫黄化合物は、当該脱硫装置Ｄに備えられる脱硫剤１ａにより吸着除去される。これにより、原燃料ガスＰは脱硫装置Ｄを通過する際に脱硫される。脱硫装置Ｄによって脱硫処理された原燃料ガスＰは、改質器３に供給される。脱硫装置Ｄの詳細については、後述する。

改質器３は、脱硫装置Ｄによって脱硫処理された原燃料ガスＰを改質して、水素を主成分とする改質ガスＲを生成させる。本実施形態においては、改質器３が本発明における「改質装置」に相当する。改質器３は、ルテニウム、ニッケル、白金等の改質触媒（不図示）を有する。また、改質器３には、水蒸気生成器２で生成された水蒸気が脱硫処理後の原燃料ガスＰに混合される形態で供給される。原燃料ガスＰに混合される水蒸気量は、水蒸気流量調節弁１２によって調節される。そして、改質器３は、原燃料ガスＰを、水素と一酸化炭素と二酸化炭素とを含む改質ガスＲに改質する。原燃料ガスＰが、メタンを主成分とするガスである場合、メタンと水蒸気とが下記の反応式にて改質反応して、水素と一酸化炭素と二酸化炭素を含む改質ガスＲに改質処理される。

〔化１〕
ＣＨ₄＋Ｈ₂Ｏ→ＣＯ＋３Ｈ₂
〔化２〕
ＣＨ₄＋２Ｈ₂Ｏ→ＣＯ₂＋４Ｈ₂
改質器３によって改質処理された改質ガスＲは、一酸化炭素変成器４に供給される。

一酸化炭素変成器４は、改質器３にて改質処理された改質ガスＲに含まれる一酸化炭素を低減するように処理する。一酸化炭素変成器４は、鉄−クロム系、銅−亜鉛系等の一酸化炭素変成触媒（不図示）を有する。一酸化炭素変成器４においては、一酸化炭素変成触媒の触媒作用により、改質器３で生成された改質ガスＲ中に残留する一酸化炭素と水蒸気とが、例えば２００℃〜３００℃程度の反応温度で下記の反応式にて変成反応して、一酸化炭素が二酸化炭素に変成処理される。

〔化３〕
ＣＯ＋Ｈ₂Ｏ→ＣＯ₂＋Ｈ₂
一酸化炭素変成器４によって変成処理された改質ガスＲは、一酸化炭素除去器５に供給される。

一酸化炭素除去器５は、一酸化炭素変成器４にて変成処理された改質ガスＲ中に残留している一酸化炭素を選択的に酸化して除去する。一酸化炭素除去器５は、ルテニウムや白金、パラジウム、ロジウム等の一酸化炭素除去触媒（不図示）を有する。一酸化炭素除去器５においては、一酸化炭素除去触媒の触媒作用により、１００℃〜２００℃程度の反応温度で改質ガスＲ中に残留している一酸化炭素が、添加される空気中の酸素によって選択的に酸化される。その結果、一酸化炭素濃度の低い（例えば１０ｐｐｍ以下）、水素リッチな改質ガスＲ（燃料ガス）が生成される。生成された水素リッチな改質ガスＲは、燃料電池６に供給される。

燃料電池６は、改質器３から供給される改質ガスＲを燃料として用いて発電する。本実施形態では、上記のとおり改質器３から供給される改質ガスＲは、一酸化炭素変成器４及び一酸化炭素除去器５を経ることで水素リッチな状態となっており、燃料電池６は、この水素リッチな改質ガスＲを燃料として用いて発電を行う。このような燃料電池６としては、固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）、リン酸形燃料電池（ＰＡＦＣ）、溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）等、各種方式のものを採用することができる。燃料電池６は、各方式に応じてそれぞれ常温よりも高い温度で運転される。本実施形態では、燃料電池６として固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）が採用されており、燃料電池６は８０〜１００℃の温度で運転される。本実施形態に係る燃料電池６では、白金触媒の存在下、一酸化炭素除去器５から供給される水素リッチな改質ガスＲと、ブロア１４から供給される酸素（空気）との反応により、直流電力ＤＣが取り出される。

燃料電池６により発電されて取り出された直流電力ＤＣは、電力変換器７へ送られる。電力変換器７は、直流電力ＤＣを所定周波数の交流電力ＡＣに変換する。交流電力ＡＣは、商用電力系統と連系して電気機器等の電力負荷（不図示）に供給されるように構成されている。

２．脱硫装置の構成
次に、脱硫装置Ｄの構成について説明する。本実施形態に係る脱硫装置Ｄは、脱硫器１と加熱手段２１とを備えている。脱硫器１は、硫黄化合物を含有する原燃料ガスＰから硫黄化合物を除去するための中心的な機能を果たしている。脱硫器１は容器Ｃ（図２を参照）を備えており、当該容器Ｃ内に、硫黄化合物を吸着する脱硫剤１ａが収容されている。容器Ｃは、その内部に原燃料ガスＰが通過可能に設けられている。

本実施形態においては、脱硫剤１ａは、ゼオライトを主成分とするゼオライト系吸着剤とされている。例えばＸ型ゼオライト、Ｙ型ゼオライト等を利用することができる。このようなゼオライト系吸着剤は、常温において硫黄化合物に対して優れた吸着性能を発揮する常温脱硫剤の一種である。更に、本実施形態においては、脱硫剤１ａは、Ｙ型ゼオライトを主成分とし当該Ｙ型ゼオライトに銀が担持されてなる銀ゼオライト吸着剤とされている。このような銀ゼオライト吸着剤は、原燃料ガスＰに含まれる水分レベル（原燃料ガスＰの露点、以下同様）が比較的高い場合（例えば、露点が−２０℃程度）であっても、常温において硫黄化合物に対して優れた吸着性能を発揮する。

図３は、原燃料ガスＰの露点と脱硫剤１ａによる硫黄化合物の相対吸着量を示す図である。この図に示すように、脱硫剤１ａは、原燃料ガスＰに含まれる水分レベルが低い場合（例えば、露点が−７０℃の場合）には、原燃料ガスＰに含まれる硫黄化合物の１００％近くを吸着する性能を有している。このとき、脱硫剤１ａは、性能を十分に発揮できる状態（すなわち、脱硫処理できる原燃料ガスＰ量が多い状態）にある。ところが、脱硫剤１ａによる硫黄化合物の相対吸着量は、原燃料ガスＰに含まれる水分レベルが高くなる（露点が高くなる）に従って低下する関係にある。つまり、原燃料ガスＰに含まれる水分レベルが高くなると、脱硫剤１ａが脱硫処理できる原燃料ガスＰ量が少なくなる。

図４は、脱硫器１の下流側での硫黄化合物の検出量の時間的変化を示す図である。この図に示すように、原燃料ガスＰに含まれる水分レベルが低い場合（例えば、露点が−７０℃の場合）には、脱硫器１の下流側での硫黄化合物の検出量が非常に少ない状態が長期に亘って継続する。一方、原燃料ガスＰに含まれる水分レベルが高くなる（露点が高くなる）と、脱硫器１の性能は非常に短い期間で低下する。

図５は、原燃料ガスＰの露点と脱硫剤１ａの必要量との関係を示す図である。この図に示すように、原燃料ガスＰに含まれる水分レベルが低いほど（露点が低いほど）脱硫剤１ａの必要量が少なく、原燃料ガスＰに含まれる水分レベルが高いほど（露点が高いほど）脱硫剤１ａの必要量が多くなる。ここで、本実施形態において用いられている脱硫剤１ａが、常温においても硫黄化合物に対して優れた吸着性能を発揮する銀ゼオライト吸着剤とされていることに注目して、常温（ここでは、２５℃）における原燃料ガスＰの露点と脱硫剤１ａの必要量との関係について特に注目すると、原燃料ガスＰの露点が−５℃未満の場合には、原燃料ガスＰの露点が上昇するにしたがって脱硫剤１ａの必要量が僅かずつ徐々に増大していることが分かる。一方、含まれる水分レベルが非常に高い状態でもある、原燃料ガスＰの露点が−５℃以上の場合には、原燃料ガスＰの露点が上昇するにしたがって脱硫剤１ａの必要量が急激に増大していることが分かる。このことは、原燃料ガスＰの露点が−５℃（原燃料ガスＰに含まれる水分レベルが約４０００ｐｐｍ）付近を境界として、その境界値以上の状態が長期に亘って継続される場合等には、脱硫器１に備えられる脱硫剤１ａの量が一定の条件の下では、比較的短期間で脱硫器１が性能劣化してしまう可能性があることを意味している。

一方、図５には、常温（ここでは、２５℃）における原燃料ガスＰの露点と脱硫剤１ａの必要量との関係に加えて、脱硫器１の温度（すなわち、脱硫剤１ａの温度）を所定温度にまで加温した場合における原燃料ガスＰの露点と脱硫剤１ａの必要量との関係が示されている。ここでは、脱硫剤１ａの温度は、４０℃、５０℃、６０℃、又は７０℃まで加温されている。なお、図５においては、原燃料ガスＰの露点が−４０℃であってかつ脱硫剤１ａの温度が２５℃の場合における脱硫剤１ａの必要量を「１００」として、それぞれの状態における脱硫剤１ａの必要量を算出している。なお、脱硫剤１ａの温度を７０℃とした場合においては、原燃料ガスＰの露点が２０℃の場合についてのみ検討を行なった。

この図に示すように、全体的に、脱硫剤１ａの温度が高いほど脱硫剤１ａの必要量が少なくなることが分かった。言い換えれば、脱硫剤１ａの温度が高いほど脱硫剤１ａによる脱硫性能が大幅に向上するのである。特に、常温の条件の下では原燃料ガスＰの露点が上昇するにしたがって脱硫剤１ａの必要量が急激に増大する、原燃料ガスＰの露点が−５℃以上の状態にある場合には、脱硫剤１ａの温度を高くするほど脱硫剤１ａの必要量を効果的に減少させ得る（脱硫剤１ａの脱硫性能を大幅に向上させ得る）ことが分かった。一方、原燃料ガスＰの露点が−５℃未満の状態にある場合には、脱硫剤１ａの温度を高くするほど脱硫剤１ａの必要量が僅かに増大するか、又は略一定であることが分かった。なお、詳細なメカニズムは不明であるが、原燃料ガスＰの露点が−５℃の付近を境界としてこのような顕著な差が生じるのは、露点が−５℃未満の状態では物理吸着が支配的となり、一方、露点が−５℃以上の状態では化学吸着が支配的となることに起因しているものと考えられる。

これらの検討を総合すると、原燃料ガスＰの露点が−５℃以上の状態にある場合には、原燃料ガスＰの露点が上昇するにしたがって脱硫剤１ａの必要量が急激に増大し得るものの、脱硫剤１ａの温度を上昇させることでその増大幅を比較的小さく抑えることが可能であると言える。一方、原燃料ガスＰの露点が−５℃未満の状態にある場合には、脱硫剤１ａの温度を上昇させるにしたがって脱硫剤１ａの必要量が増大する場合があるが、その増大幅は僅かであって脱硫剤１ａの性能劣化という観点からはほとんど問題のないレベルであると言える。なお、本発明者らが、容器Ｃの容積が許容できる水準であり、かつ、脱硫剤１ａを交換することなく一定期間（例えば、１０年間）燃料電池発電システムＳの運転を継続できると考える脱硫剤１ａ必要量の一例を、図５において細い二点鎖線で示している。これは、原燃料ガスＰの露点が−４０℃であってかつ脱硫剤１ａの温度が２５℃の場合における脱硫剤１ａの必要量を「１００」として、「１１００」程度のレベルに相当する。

そこで、本願にあっては、脱硫装置Ｄは加熱手段２１を備えた構成とされている。加熱手段２１は、容器Ｃ内に収容された脱硫剤１ａを加熱する。本実施形態では、上記のとおり脱硫剤１ａとして、常温において硫黄化合物を吸着可能な銀ゼオライト吸着剤が採用されている。このような脱硫剤１ａは通常であれば常温（例えば、０℃〜３０℃）で使用されるところ、加熱手段２１は、容器Ｃ内の脱硫剤１ａを５０℃〜２００℃の「加温状態」とするように積極的に加熱する。これにより、上記の検討から明らかなように、原燃料ガスＰ中に含まれる水分レベルが高い（原燃料ガスＰの露点が高い）場合に、脱硫剤１ａの必要量を効果的に減少させることができる。或いは、容器Ｃに収容される脱硫剤１ａの量を一定とした場合に、長期に亘ってその脱硫性能を維持させることができる。

ここで、容器Ｃ内の脱硫剤１ａを５０℃以上に加熱するのは、図５を参照して良く理解できるように、そのようにすれば、容器Ｃ内に収容される脱硫剤１ａの量とその長期耐久性との関係から見て、十分な長さの期間脱硫剤１ａに高い脱硫性能を維持させることが期待できるからである。なお、図５を参照すれば、脱硫剤１ａを６０℃以上に加熱することにより脱硫剤１ａの脱硫性能を大幅に向上させ得ることが読み取れ、そのようにすれば、より長期に亘って脱硫剤１ａに高い脱硫性能を維持させ得ることが分かる。更に、脱硫剤１ａを７０℃以上に加熱することにより脱硫剤１ａの脱硫性能をより一層大幅に向上させ得ることが読み取れ、そのようにすれば、より一層長期に亘って脱硫剤１ａに高い脱硫性能を維持させ得ることが分かる。

一方、容器Ｃ内の脱硫剤１ａを加熱する温度の上限を２００℃とするのは、本実施形態における脱硫剤１ａの主成分であるゼオライトは、２００℃以上となると熱劣化を引き起こしてしまう可能性があるからである。なお、本実施形態においては、上記のとおり燃料電池６として固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）が採用されており、８０〜１００℃の温度で運転される。そして、後述するように加熱手段２１は、燃料電池６から排出される排熱を熱源として脱硫剤１ａを加熱する。従って、本実施形態においては、加熱手段２１は脱硫剤１ａを燃料電池６の運転温度以下の温度まで加熱することが可能とされており、実際には脱硫剤１ａを５０℃〜８０℃の加温状態とするように加熱する。

本実施形態においては、加熱手段２１は、燃料電池６から排出される排熱を熱源として脱硫剤１ａを加熱可能に構成されている。このような構成を可能とするべく、燃料電池発電システムＳは、図２に示すように、燃料電池６から排出される排熱を回収する排熱回収機構２２を備えている。排熱回収機構２２は、燃料電池６から排出される排熱を回収すると共に、当該回収された熱を脱硫剤１ａへ供給するための機構である。排熱回収機構２２は、燃料電池６からの排ガスと排熱回収回路２７内を流通する排熱回収水との間の熱交換を行わせるための熱交換器２３を備えている。ポンプ２５を作動させることにより、排熱回収回路２７内を流通する排熱回収水は、熱交換器２３で燃料電池６からの排ガスとの間で熱交換を行う。熱交換器２３を通過する際に加熱された排熱回収水は、脱硫器１（容器Ｃ内の脱硫剤１ａ）に供給されて脱硫剤１ａを加熱する。脱硫剤１ａを加熱した後の排熱回収水は、貯湯タンク２４に貯えられる。すなわち、貯湯タンク２４に貯えられる排熱回収水が有する熱量の形態で、回収された熱が蓄熱される。

貯湯タンク２４は、上部に高温の湯水が滞留する高温層を形成すると共に、その高温層の下部に低温の湯水が滞留する形態で湯水を貯留する、所謂温度成層型に構成されている。本実施形態では、脱硫剤１ａを加熱した後の比較的高温の排熱回収水は、貯湯タンク２４の上端近傍に供給される。そして、ポンプ２５が作動することにより、貯湯タンク２４の上端部に滞留する高温層から比較的高温の湯水が排熱回収水として熱交換器２３に供給される。以上の動作を繰り返すことにより、燃料電池６から排出される排熱を回収すると共に脱硫剤１ａを加熱することが可能とされている。なお、燃料電池６が発電を開始する前であっても、貯湯タンク２４の上端部に滞留する比較的高温の湯水が容器Ｃ内の脱硫剤１ａに供給されることにより、脱硫剤１ａを加熱することが可能である。すなわち、貯湯タンク２４内の排熱回収水が有する熱量の形態で蓄熱された熱が、容器Ｃ内の脱硫剤１ａに供給される。従って、本実施形態においては、排熱回収機構２２が本発明における「蓄熱機構」及び「熱供給機構」の双方の機能を果たしている。

本実施形態では、回収された熱は、更に熱負荷２６へも供給されるように構成されている。すなわち、貯湯タンク２４の上端部に滞留する比較的高温の湯水は、更に熱負荷２６へも供給されるように構成されている。このように、燃料電池６の発電に伴う排熱を有効利用することにより、燃料電池発電システムＳの総合的なエネルギ効率の向上が図られている。なお、排熱回収機構２２が、貯湯タンク２４から供給される湯水を加熱するためのバックアップヒーターを備える構成としても好適である。このようにすれば、貯湯タンク２４から湯水が脱硫剤１ａや熱負荷２６に供給される際に、湯水温度が脱硫剤１ａや熱負荷２６において要求される温度に達していない場合に、湯水を適切に加熱することができる。

本実施形態に係る脱硫装置Ｄでは、上記のとおり加熱手段２１により、容器Ｃ内に収容された脱硫剤１ａを５０℃〜２００℃の加温状態とする。これにより、脱硫剤１ａに長期に亘ってその脱硫性能を良好に維持させることが可能となっている。その結果、所定の寿命期間に亘って脱硫剤１ａの交換を不要、もしくは限られた回数とすることが可能となっている。

また、脱硫剤１ａが長期に亘ってその脱硫性能が良好に維持されるので、脱硫装置Ｄが組み込まれた燃料電池発電システムＳに備えられた改質器３の改質触媒が、ＤＭＳ等の硫黄化合物によって被毒して性能劣化を引き起こすのを長期に亘って有効に抑制することも可能となる。従って、改質器３及び燃料電池６の状態が長期に亘って良好な状態に維持されるので、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳは、長期に亘って安定的に発電を行うことが可能となっている。

３．制御装置の構成
次に、制御装置３０の構成について説明する。燃料電池発電システムＳが備える制御装置３０は、図１に示すように、燃料電池発電システムＳの各部の動作制御を行う中核部材としての機能を果たしており、脱硫制御部３１とシステム制御部３６との各機能部を備えて構成されている。本実施形態においては、脱硫制御部３１は加熱制御部３２を備え、システム制御部３６は、発電前加熱制御部３７と起動制御部３８と停止後加熱制御部３９とを備えている。また、制御装置３０は、ＣＰＵ等の演算処理装置を中核部材として備えるとともに、当該演算処理装置からデータを読み出し及び書き込みが可能に構成されたＲＡＭ（ランダム・アクセス・メモリ）や、演算処理装置からデータを読み出し可能に構成されたＲＯＭ（リード・オンリ・メモリ）等の記憶装置等を有して構成されている（不図示）。そして、ＲＯＭ等に記憶されたソフトウェア（プログラム）又は別途設けられた演算回路等のハードウェア、或いはそれらの両方により、制御装置３０の各機能部が構成される。各機能部は、互いに情報の受け渡しを行うことができるように構成されている。

また、この燃料電池発電システムＳは、システム内の各部に設けられた複数のセンサ、具体的には、露点センサＳｅ１及び温度センサＳｅ２を備えている。露点センサＳｅ１は、容器Ｃの上流側の原燃料ガスＰの供給路に設けられている。この露点センサＳｅ１は、容器Ｃに流入する原燃料ガスＰの露点を検出するセンサであり、例えば静電容量式露点計等を用いて実現できる。原燃料ガスＰの露点は、当該原燃料ガスＰに含まれる水分レベルを表す情報となる。従って、本実施形態においては、露点センサＳｅ１が本発明における「水分検出手段」に相当する。温度センサＳｅ２は、容器Ｃの近傍に設けられている。この温度センサＳｅ２は、容器Ｃ内に収容された脱硫剤１ａの温度を検出するセンサであり、放射温度計等の非接触式温度計や、表面温度計等の接触式温度計等を用いて実現できる。本実施形態においては、温度センサＳｅ２が本発明における「温度検出手段」に相当する。これらの露点センサＳｅ１及び温度センサＳｅ２による検出結果を示す情報は、制御装置３０へ出力される。以下では、制御装置３０の各機能部の詳細について説明する。

脱硫制御部３1は、燃料電池発電システムＳに備えられた脱硫装置Ｄの動作を制御する機能部である。脱硫制御部３1は、加熱制御部３２をその下位の機能部として更に備えている。加熱制御部３２は、加熱手段２１の動作を制御する機能部である。本実施形態においては、加熱制御部３２は、露点センサＳｅ１により検出される原燃料ガスＰの露点に応じて、加熱手段２１の動作を制御するように構成されている。より具体的には、加熱制御部３２は、露点センサＳｅ１により検出される原燃料ガスＰの露点に基づいて原燃料ガスＰが低湿状態又は高湿状態のいずれの状態にあるかを判定し、原燃料ガスＰの状態（低湿状態又は高湿状態）に応じて加熱手段２１の動作を制御する。

ここで、原燃料ガスＰの状態を判定するに際しては、所定の基準温度Ｔｓが予め設定されている。そして、露点センサＳｅ１により検出される露点が当該基準温度Ｔｓ未満である場合には、原燃料ガスＰは「低湿状態」にあるものとされ、一方、露点センサＳｅ１により検出される露点が当該基準温度Ｔｓ以上である場合には、原燃料ガスＰは「高湿状態」にあるものとされる。このような所定の基準温度Ｔｓとしては、上記で説明した実験結果に基づいて、例えば１０００〜４０００ｐｐｍ（露点が−２０〜−５℃）等の水分レベルに設定することができる。本実施形態においては、このような所定の基準温度Ｔｓとして、脱硫剤１ａの温度が常温の条件の下では原燃料ガスＰの露点が上昇するにしたがって脱硫剤１ａの必要量が急激に増大する境界温度である「−５℃」が設定されている（図５を参照）。

本実施形態においては、加熱制御部３２は、原燃料ガスＰが低湿状態にある場合には、加熱手段２１による脱硫剤１ａに対する加熱を停止させるように制御する。これは、原燃料ガスＰが低湿状態にある場合には、加熱手段２１により脱硫剤１ａを加熱して脱硫剤１ａの温度を高くしても、脱硫剤１ａによる脱硫性能はほとんど変化しないか、むしろ僅かに低下する可能性があるからである。一方、加熱制御部３２は、原燃料ガスＰが高湿状態である場合には、加熱手段２１による脱硫剤１ａに対する加熱を実行させるように制御する。これは、原燃料ガスＰが高湿状態にある場合には、加熱手段２１により脱硫剤１ａを加熱して脱硫剤１ａの温度を高くすることにより、脱硫剤１ａの脱硫性能を大幅に向上させることができるからである。脱硫剤１ａの脱硫性能を大幅に向上させることにより、脱硫剤１ａの必要量を効果的に減少させることができる。或いは、容器Ｃに収容される脱硫剤１ａの量を一定とした場合に、長期に亘ってその脱硫性能を維持させることができる。その結果、脱硫剤１ａについて、所定の寿命期間に亘って交換を不要、もしくは限られた回数とできると共に、燃料電池発電システムＳは長期に亘って安定的に発電を行うことが可能となる。

上記のとおり、本実施形態においては、燃料電池発電システムＳは、燃料電池６から排出される排熱を回収する排熱回収機構２２を備えており、当該排熱回収機構２２に備えられる貯湯タンク２４に貯えられた高温の湯水が容器Ｃ内の脱硫剤１ａに供給されることにより、脱硫剤１ａを加熱することができるように構成されている。従って、本実施形態では、加熱制御部３２は排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５の動作（ポンプ２５のオン／オフ）を切り替えることにより、脱硫剤１ａに対する加熱の実行又は停止の切り替えを制御する。本実施形態においては、この加熱制御部３２が本発明における「加熱制御手段」に相当する。

なお、本実施形態では、排熱回収機構２２は、原燃料ガスＰの露点とは無関係に燃料電池６から排出される排熱を回収することができるように構成されている。従って、排熱回収機構２２による排熱回収動作に伴って、原燃料ガスＰの露点とは無関係に脱硫剤１ａが加熱される場合があり得る。しかし、そのような動作は本発明の「加熱制御手段」によるものではないことを明記しておく。

システム制御部３６は、脱硫制御部３1と協調して燃料電池発電システムＳ全体の動作を制御する機能部である。システム制御部３６は、発電前加熱制御部３７と起動制御部３８と停止後加熱制御部３９とをその下位の機能部として更に備えている。

発電前加熱制御部３７は、燃料電池６が発電を開始する前における加熱手段２１の動作を制御する機能部である。発電前加熱制御部３７は、燃料電池６が発電を開始する前の一定時間、加熱手段２１に脱硫剤１ａを加熱させるように制御する。このときの「一定時間」としては、任意の時間を設定することができ、例えば１〜１０〔分〕等とすることができる。或いは、特に固定された時間とはせずに、例えば脱硫剤１ａの温度が所定温度以上となるまでの時間としても良い。本実施形態では後者が採用されている。本実施形態においては、発電前加熱制御部３７は、排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５を作動させることにより脱硫剤１ａを加熱させる。本実施形態においては、発電前加熱制御部３７が本発明における「非発電時加熱制御手段」の一部を構成している。

起動制御部３８は、燃料電池６の起動動作を制御する機能部である。起動制御部３８は、加熱手段２１による加熱後、温度センサＳｅ２の検出結果に基づいて、脱硫剤１ａが加温状態となった後に燃料電池６に発電を開始させるように制御する。ここで、既に上記で説明したように、本実施形態では脱硫剤１ａの「加温状態」とは、脱硫剤１ａの温度が５０℃〜２００℃の状態にあることを意味する。従って、起動制御部３８は、燃料電池６が発電を開始する前に発電前加熱制御部３７と加熱手段２１とが協働することにより脱硫剤１ａの温度が徐々に上昇し、温度センサＳｅ２により検出される脱硫剤１ａの温度がやがて５０℃に達した時点で燃料電池６に対して起動信号を出力し、燃料電池６に発電を開始させる。本実施形態においては、起動制御部３８が本発明における「起動制御手段」に相当する。

停止後加熱制御部３９は、燃料電池６が発電を停止した後における加熱手段２１の動作を制御する機能部である。停止後加熱制御部３９は、燃料電池６による発電の停止後、温度センサＳｅ２の検出結果に基づいて、一定時間、加熱手段２１に脱硫剤１ａを加熱させるように制御する。このときの「一定時間」としては、任意の時間を設定することができ、例えば１〜３０〔分〕等とすることができる。或いは、特に固定された時間とはせずに、例えば脱硫剤１ａの温度が所定温度以下となるまでの時間としても良い。本実施形態においては、停止後加熱制御部３９は、排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５を作動させることにより脱硫剤１ａを加熱させる。本実施形態においては、停止後加熱制御部３９が本発明における「非発電時加熱制御手段」の一部を構成している。

本実施形態においては、発電前加熱制御部３７を備えたことにより、燃料電池６が発電を開始するよりも前に脱硫剤１ａの温度を上昇させることができる。よって、改質器３が原燃料ガスＰを改質して改質ガスＲを生成させるよりも前に、脱硫装置Ｄに備えられた脱硫剤１ａが高い脱硫性能を発揮し得る状態を早期に作り出すことができる。また、燃料電池６が発電を停止して脱硫剤１ａの温度が低下していた間に硫黄化合物が脱着していた場合であっても、加温状態の脱硫剤１ａによりこれを再吸着して除去することが容易となる。従って、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳでは、改質器３に備えられる改質触媒が原燃料ガスＰ中に含まれるＤＭＳ等の硫黄化合物によって被毒して性能劣化を引き起こすのを、より有効に抑制することができる。

更に本実施形態においては、起動制御部３８を備えたことにより、当該起動制御部３８と発電前加熱制御部３７と加熱手段２１とが協働して、燃料電池６が発電を開始するよりも前に、脱硫装置Ｄに備えられた脱硫剤１ａを確実に５０℃以上の加温状態とすることができる。よって、脱硫剤１ａが常に高い脱硫性能を維持した状態で燃料電池発電システムＳを作動させることができる。従って、改質器３及び燃料電池６の状態を、長期に亘って確実に良好な状態に維持して、燃料電池発電システムＳに安定的に発電を行わせることができるようになっている。

また、本実施形態においては、停止後加熱制御部３９を備えたことにより、燃料電池６が発電を停止した後も、一定時間、脱硫剤１ａの温度を比較的高い状態に維持させることができる。ところで、燃料電池発電システムＳの停止に際しては、燃料電池６による発電を停止した状態で燃料電池６内にガスを充填し、その状態で燃料電池６をシールすることが通常行われる。このとき、上記のように燃料電池６による発電停止後も脱硫剤１ａを一定時間だけ加熱して加温状態に維持することで、燃料電池発電システムＳの上流側からガスをシール用に供給する場合にも、脱硫剤１ａを高い脱硫性能を発揮し得る状態に維持できる。従って、燃料電池６の発電停止時に、硫黄化合物が改質器３及び燃料電池６に到達するのを極力抑制することができる。

なお、制御装置３０は、ガス流量調節弁１１及び水蒸気流量調節弁１２の開度、ポンプ１３の動作、ブロア１４の動作、並びに電力変換器７の動作等の制御も行なうように構成されている。

４．燃料電池発電システムの制御処理の手順
次に、本実施形態に係る制御装置３０による燃料電池発電システムＳの制御処理の内容について説明する。以下では、燃料電池発電システムＳに備えられた燃料電池６が発電を開始する前の制御処理である起動制御処理と、燃料電池発電システムＳに備えられた脱硫装置Ｄに対する制御処理である加熱制御処理と、に分けて説明する。以下に説明する起動制御処理及び加熱制御処理の手順は、制御装置３０の各機能部により実行される。

４−１．起動制御処理の処理手順
まず、起動制御処理の処理手順について説明する。図６は、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳにおける起動制御処理の処理手順を示すフローチャートである。起動制御処理においては、燃料電池６に対する発電要求があった場合には（ステップ＃０１：Ｙｅｓ）、まず発電前加熱制御部３７は、加熱手段２１に脱硫剤１ａを加熱させる（ステップ＃０２）。本実施形態では、発電前加熱制御部３７は、排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５を作動させて貯湯タンク２４に貯えられた高温の湯水を容器Ｃに供給し、湯水と脱硫剤１ａとを熱交換させることにより脱硫剤１ａを加熱する。次に、起動制御部３８は、温度センサＳｅ２により検出される脱硫剤１ａの温度を取得する（ステップ＃０３）。起動制御部３８は、取得された脱硫剤１ａの温度に基づいて、脱硫剤１ａが加温状態にあるか否かを判定する（ステップ＃０４）。

脱硫剤１ａが加温状態に達していないと判定された場合、すなわち、脱硫剤１ａの温度が５０℃未満であると判定された場合には（ステップ＃０４：Ｎｏ）、引き続き加熱手段２１による脱硫剤１ａの加熱が行われ、再度ステップ＃０４の処理が行われる。やがて脱硫剤１ａが加温状態に達したと判定された時点、本例では脱硫剤１ａの温度が５０℃以上になったと判定された時点で（ステップ＃０４：Ｙｅｓ）、起動制御部３８は、燃料電池６に発電を開始させる（ステップ＃０５）。以上で、起動制御処理を終了する。

４−２．加熱制御処理の処理手順
次に、加熱制御処理の処理手順について説明する。図７は、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳにおける加熱制御処理の処理手順を示すフローチャートである。加熱制御処理においては、まず加熱制御部３２は、露点センサＳｅ１により検出される原燃料ガスＰの露点を取得する（ステップ＃２１）。加熱制御部３２は、取得された原燃料ガスＰの露点に基づいて、原燃料ガスＰが高湿状態にあるか否かを判定する（ステップ＃２２）。

原燃料ガスＰが高湿状態にあると判定された場合、すなわち、原燃料ガスＰの露点が予め設定された基準温度Ｔｓ（本例では、−５℃）以上であると判定された場合には（ステップ＃２２：Ｙｅｓ）、加熱制御部３２は、加熱手段２１に脱硫剤１ａを加熱させる（ステップ＃２３）。本実施形態では、加熱制御部３２は、発電前加熱制御部３７と同様、排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５を作動させることにより脱硫剤１ａを加熱させる。一方、原燃料ガスＰが低湿状態にあると判定された場合、すなわち、原燃料ガスＰの露点が予め設定された基準温度Ｔｓ（本例では、−５℃）未満であると判定された場合には（ステップ＃２２：Ｎｏ）、加熱制御部３２は、加熱手段２１による脱硫剤１ａの加熱を停止する（ステップ＃２４）。本実施形態では、加熱制御部３２は、ポンプ２５を停止させることにより脱硫剤１ａの加熱を停止する。以上のステップ＃２１〜＃２４の処理は、燃料電池６による発電が行われている間（ステップ＃２５：Ｎｏ）、逐次繰り返して実行される。

燃料電池６による発電が停止されると（ステップ＃２５：Ｙｅｓ）、停止後加熱制御部３９は、直近のステップ＃２１で取得された原燃料ガスＰの露点に基づいて、その時点における原燃料ガスＰが高湿状態にあるか否かを判定する（ステップ＃２６）。具体的な判定内容は、ステップ＃２２におけるものと同様である。原燃料ガスＰが低湿状態にあると判定された場合には（ステップ＃２６：Ｎｏ）、ステップ＃２４において既に加熱手段２１による脱硫剤１ａの加熱が停止されているので、そのまま加熱制御処理を終了する。一方、原燃料ガスＰが高湿状態にあると判定された場合には（ステップ＃２６：Ｙｅｓ）、ステップ＃２３において実行された加熱手段２１による脱硫剤１ａの加熱を継続したまま、停止後加熱制御部３９は、所定時間が経過したか否かを判定する（ステップ＃２７）。その後、所定時間が経過すると（ステップ＃２７：Ｙｅｓ）、停止後加熱制御部３９は、加熱手段２１による脱硫剤１ａの加熱を停止する（ステップ＃２８）。本実施形態では、停止後加熱制御部３９は、排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５を停止させることにより脱硫剤１ａの加熱を停止する。以上で、加熱制御処理を終了する。

〔第二の実施形態〕
本発明の第二の実施形態について、図面を参照して説明する。本実施形態においては、燃料電池発電システムＳの脱硫装置Ｄが備える加熱手段２１の構成が、上記第一の実施形態における加熱手段２１の構成と一部相違している。その他の構成に関しては、上記第一の実施形態と同様である。以下では、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳについて、主に上記第一の実施形態との相違点を中心に説明する。

加熱手段２１は、上記第一の実施形態と同様、燃料電池６から排出される排熱を熱源として脱硫剤１ａを加熱可能に構成されている。但し、本実施形態においては、脱硫剤１ａが燃料電池６との間で直接的に熱交換可能に設置されている点で、排熱回収機構２２を循環する排熱回収水を介して間接的に脱硫剤１ａが燃料電池６との間で熱交換可能とされている上記第一の実施形態とは異なっている。すなわち、本実施形態においては、図８に示すように、脱硫剤１ａを収容する容器Ｃと燃料電池６の本体部とが互いに近接して対向する状態で設置されており、加熱手段２１は、燃料電池６の本体部の熱により容器Ｃのみを介して脱硫剤１ａを加熱可能に構成されている。この場合、容器Ｃは熱伝導性の高い材料を用いて構成されていると好適である。なお、本実施形態においては、燃料電池６として固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）が採用されており、燃料電池６の本体部は、その運転温度である８０〜１００℃に達し得る。また、それに応じて、脱硫剤１ａは少なくとも８０℃程度までは加熱され得る。従って、本実施形態に係る加熱手段２１は、燃料電池６の定常運転中において、脱硫剤１ａを比較的高温の７０〜８０℃の加温状態とする。このような温度は、常温から見てかなり高い。

ところで、本実施形態では、容器Ｃと燃料電池６の本体部とが互いに近接して対向する状態で設置されているだけであるので、燃料電池６が継続して発電を行っている定常運転中は容器Ｃを介して容易に脱硫剤１ａを加熱可能であるが、燃料電池６が発電を行う前や燃料電池６が発電を開始してから間もない間は、本体部が十分に暖まっておらず脱硫剤１ａを十分に加熱することができない場合がある。そこで、本実施形態においては、加熱手段２１は、容器Ｃ内に収容された脱硫剤１ａを直接的に加熱するための電熱器（不図示）を更に備えて構成されている。そして、起動制御処理において、発電前加熱制御部３７（図１を参照）は、燃料電池６が発電を開始する前の一定時間、電熱器に脱硫剤１ａを加熱させるように当該電熱器を制御する。

また、本実施形態に係る加熱手段２１の構成では、脱硫剤１ａが燃料電池６との間で常時熱交換可能な状態に維持されているので、原燃料ガスＰの露点に応じて加熱手段２１の動作（脱硫剤１ａに対する加熱の実行又は停止）を切り替えることはできない。すなわち、本実施形態に係る加熱手段２１は、原燃料ガスＰの露点とは無関係に常に脱硫剤１ａを加温状態とするように加熱する。よって、制御装置３０には上記第一の実施形態で説明したような加熱制御部３２は備えられていない。但し、この場合であっても、加熱手段２１は、少なくとも上記のとおり燃料電池６の定常運転中において脱硫剤１ａを比較的高温の７０〜８０℃の加温状態とすることができるので、脱硫剤１ａに長期に亘ってその脱硫性能を良好に維持させることができる。よって、本実施形態においても、所定の寿命期間に亘って脱硫剤１ａの交換を不要、もしくは限られた回数とすることが可能となっている。また、脱硫剤１ａの脱硫性能が長期に亘って良好に維持されるので、改質器３及び燃料電池６の状態も、長期に亘って良好な状態に維持される。従って、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳは、非常に簡単な構成で、長期に亘って安定的に発電を行うことが可能となっている。

〔その他の実施形態〕
（１）上記第一の実施形態においては、制御装置３０が加熱制御部３２を備え、当該加熱制御部３２が、原燃料ガスＰの露点に応じて加熱手段２１の動作を制御するように構成されている場合を例として説明した。しかし、本発明の実施形態はこれに限定されない。すなわち、上記第一の実施形態において、上記第二の実施形態と同様に、加熱手段２１が原燃料ガスＰの露点（水分レベル）とは無関係に常に脱硫剤１ａを加温状態とするように加熱する構成とすることも、本発明の好適な実施形態の一つである。

（２）上記第一の実施形態においては、原燃料ガスＰの状態（低湿状態又は高湿状態）を判定するための基準温度Ｔｓとして、「−５℃」が設定されている場合を例として説明した。しかし、本発明の実施形態はこれに限定されない。すなわち、そのような基準レベルＴｓの設定はあくまで一例であり、例えば「−２０℃」、「−１５℃」、「−１０℃」等、基準温度Ｔｓとしてその他の温度を設定することも可能である。

（３）上記の実施形態においては、加熱手段２１が、燃料電池６から排出される排熱を熱源として脱硫剤１ａを加熱可能に構成されている場合を例として説明した。しかし、本発明の実施形態はこれに限定されない。すなわち、例えば燃料電池６から排出される排熱とは無関係な専用ヒーター等により加熱手段２１を構成することも、本発明の好適な実施形態の一つである。

（４）上記の各実施形態においては、加熱手段２１が容器Ｃ内の脱硫剤１ａを直接的に加熱する場合を例として説明した。しかし、本発明の実施形態はこれに限定されない。すなわち、例えば加熱手段２１が原燃料ガスＰを加熱することにより、容器Ｃ内の脱硫剤１ａを間接的に加熱する構成とすることも、本発明の好適な実施形態の一つである。

（５）上記の各実施形態においては、燃料電池６として固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）を用いる場合を例として説明した。しかし、本発明の実施形態はこれに限定されない。すなわち、これ以外にも各種方式のものを採用することができ、例えば固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）を用いて燃料電池発電システムＳを構成しても好適である。この場合、燃料電池６は８００〜１０００℃の温度で運転されることになるので、上記第二の実施形態のように脱硫剤１ａが燃料電池６との間で直接的に熱交換可能に設置された構成を採用する場合には、脱硫剤１ａの熱劣化を防止する目的で、脱硫剤１ａを収容する容器Ｃと燃料電池６の本体部との間に断熱部材を介挿して備える構成とすると好適である。この場合、断熱部材を構成する材質やその厚み等は、燃料電池６の本体部から熱が移動したとしても脱硫剤１ａの温度が２００℃以下に抑えられるような設定とすると好適である。

（６）上記の実施形態においては、脱硫剤１ａとして、常温において硫黄化合物に対して優れた吸着性能を発揮する常温脱硫剤の一種である、銀ゼオライト吸着剤を用いている場合を例として説明した。しかし、本発明の実施形態はこれに限定されない。すなわち、少なくとも常温において硫黄化合物に対して優れた吸着性能を発揮するものであれば好適であり、その他の常温脱硫剤を用いることも当然に可能である。

本発明は、都市ガスやＬＰＧ等の原燃料ガスを水素原料とし、この水素原料と空気中の酸素との電気化学反応により発電を行う燃料電池発電システムに好適に利用することができる。

１ａ 常温脱硫剤（脱硫剤）
３ 改質器（改質装置）
６ 燃料電池
２１ 加熱手段
２２ 排熱回収機構（蓄熱機構、熱供給機構）
３２ 加熱制御部（加熱制御手段）
３７ 発電前加熱制御部（非発電時加熱制御手段）
３８ 起動制御部（起動制御手段）
３９ 停止後加熱制御部（非発電時加熱制御手段）
Ｓ 燃料電池発電システム
Ｄ 脱硫装置
Ｃ 容器
Ｐ 原燃料ガス
Ｒ 改質ガス
Ｓｅ１ 露点センサ（水分検出手段）
Ｓｅ２ 温度センサ（温度検出手段）

Claims (10)

1. 硫黄化合物を含有する原燃料ガスから硫黄化合物を除去するための脱硫装置と、
   前記脱硫装置によって脱硫処理された原燃料ガスを改質して、水素を主成分とする改質ガスを生成させる改質装置と、
   前記改質装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電する燃料電池と、を備えた燃料電池発電システムであって、
   前記脱硫装置は、前記原燃料ガスが通過可能に設けられた容器の内部に、硫黄化合物を吸着する脱硫剤を収容して備えると共に、
   前記容器内の前記脱硫剤を５０℃〜２００℃の加温状態とするように加熱する加熱手段を備えた燃料電池発電システム。
2. 前記容器の上流側に設けられ、前記容器に流入する原燃料ガスに含まれる水分レベルを検出する水分検出手段と、
   前記水分検出手段により検出される水分レベルに応じて前記加熱手段の動作を制御する加熱制御手段と、
   を更に備えた請求項１に記載の燃料電池発電システム。
3. 前記加熱制御手段は、
   前記水分検出手段により検出される水分レベルが予め設定された所定の基準レベル未満の低湿状態である場合には、前記加熱手段による加熱を停止させるように制御し、
   前記水分検出手段により検出される水分レベルが予め設定された所定の基準レベル以上の高湿状態である場合に、前記加熱手段による加熱を実行させるように制御する請求項２に記載の燃料電池発電システム。
4. 前記加熱手段が、前記燃料電池から排出される排熱を熱源として前記脱硫剤を加熱可能に構成された請求項１から３のいずれか一項に記載の燃料電池発電システム。
5. 前記加熱手段が、前記排熱を回収し当該回収された熱を蓄熱する蓄熱機構と、前記蓄熱機構により蓄熱された熱を前記容器へ供給する熱供給機構と、を備える請求項４に記載の燃料電池発電システム。
6. 前記燃料電池が発電を開始する前、又は発電を停止した後の一定時間、前記加熱手段に前記脱硫剤を加熱させるように制御する非発電時加熱制御手段を備えた請求項１から５のいずれか一項に記載の燃料電池発電システム。
7. 前記脱硫剤の温度を検出する温度検出手段と、
   前記加熱手段による加熱後、前記温度検出手段により検出される温度に基づいて、前記脱硫剤が前記加温状態となった後に前記燃料電池に発電を開始させる起動制御手段と、
   を更に備えた請求項１から６のいずれか一項に記載の燃料電池発電システム。
8. 前記脱硫剤は、ゼオライトを主成分とするゼオライト系吸着剤である請求項１から７のいずれか一項に記載の燃料電池発電システム。
9. 前記脱硫剤は、Ｙ型ゼオライトを主成分とし当該Ｙ型ゼオライトに銀が担持されてなる銀ゼオライト吸着剤である請求項８に記載の燃料電池発電システム。
10. 硫黄化合物を含有する、燃料電池に供給される原燃料ガスから硫黄化合物を除去するための脱硫装置であって、
    前記原燃料ガスが通過可能に設けられた容器の内部に、常温において硫黄化合物を吸着する常温脱硫剤を収容して備えると共に、
    前記容器内の前記常温脱硫剤を５０℃〜２００℃の加温状態とするように加熱する加熱手段を備えた脱硫装置。

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