JP2017142919A - 燃料電池−水素製造システムおよびその運転方法 - Google Patents

Abstract

【課題】運転モードを連続的に切り替えることができる燃料電池−水素製造システムを提供することを目的とする。【解決手段】燃料電池−水素製造システム２は、発電部と、燃料ガス供給部（１１ａ，１１ｂ）と、酸化性ガス供給部１２と、水蒸気供給部（１６ａ，１６ｂ）と、温度計測部と、温度制御部２４と、運転モード制御部２３と、を備え、温度制御部２４が、温度計測部で計測した燃料ガス入口側発電部の温度に応じて排燃料ガスの再循環流量を制御する再循環制御部２５、および、温度計測部で計測した燃料ガス入口側発電部の温度に応じて水蒸気の流量を制御する水蒸気制御部２６の少なくとも一方を含み、温度制御部２４が再循環制御部２５を含む場合に、発電部から排出された排燃料ガスの少なくとも一部を燃料ガス供給部（１１ａ，１１ｂ）に再循環させる再循環部（１５ａ，１５ｂ）を備える。【選択図】図１

Description

本発明は、燃料電池−水素製造システムおよびその運転方法に関するものである。

燃料ガスと酸素とを化学反応させることにより発電する燃料電池が知られている。このうち、固体酸化物形燃料電池（Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ、以下「ＳＯＦＣ」という。）は、電解質としてジルコニアセラミックスなどのセラミックスが用いられ、例えば、水素（Ｈ_２）および一酸化炭素（ＣＯ）、メタン（ＣＨ_４）などの炭化水素系ガス、都市ガス、天然ガスのほか、石油、メタノール、石炭ガス化ガスなどの炭素質原料をガス化設備により製造したガスを燃料として運転される燃料電池である。

この燃料電池のなかには、発電だけでなく燃料電池のオフガスから水素を製造するシステム、および燃料電池の排熱を利用した水素製造システムがある。特許文献１では、固体電解質形燃料電池（ＳＯＦＣ）のオフガスをＣＯ変成器で変成して高純度水素を製造する方法を開示している。特許文献２には、ＳＯＦＣの内部改質を利用し、ＳＯＦＣからのアノードオフガスを浄化して水素を製造することが記載されている。

特開２００２−３３４７１４号公報（請求項１） 特開２００９−１７９５４１号公報（段落［０００２］）

ＳＯＦＣの内部改質を利用した水素製造システムでは、水素の製造量を増やすためにワンパス燃料利用率を下げる必要がある。ここでワンパス燃料利用率とは、燃料極に供給した総燃料に対する発電に利用された燃料の割合であり、ＳＯＦＣ発電システムで燃料極側に排燃料ガスの再循環がある場合、燃料極に供給した総燃料には再循環ガス中の燃料を含めて評価するものである。例えばワンパス燃料利用率を下げるには、発電する電流に対して燃料ガスの供給量を増加させる。

しかしながら、燃料ガスの供給量が増加すると、メタン（ＣＨ_４）などの炭化水素ガスの増加により、内部改質反応量が増加することによる吸熱量が増加して、ＳＯＦＣの温度低下を招く。一方、ＳＯＦＣは燃料ガス流量を一定として発電出力を下げると、発電反応に伴う発熱量が減少する。水素の製造量にあたっては発電出力を維持しつつ燃料ガス供給量を増加することから、それにより改質と発電との熱バランスが崩れて発電に最適な温度を維持できなくなると、ＳＯＦＣの内部抵抗の増加などにより発電性能が著しく低下する。そのため、内部改質を行うＳＯＦＣを利用した水素製造システムでは、発電のみの発電運転から、発電と水素製造を併用する水素製造運転とを連続的に切り替える際に、ＳＯＦＣの温度変化が発生して、発電出力を維持できなくなり、簡易に水素製造運転へと切替えることができない場合があるという課題がある。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、発電運転と水素製造運転とを連続的に切り替えることができる燃料電池−水素製造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−水素製造システムおよびその運転方法は以下の手段を採用する。
本発明は、燃料ガスと酸化性ガスとの反応により発電するセルを有する発電部と、前記燃料ガスを前記発電部に供給する燃料ガス供給部と、前記発電部に前記酸化性ガスを供給する酸化性ガス供給部と、前記燃料ガス供給部に水蒸気を供給する水蒸気供給部と、前記発電部のうちで燃料ガス入口側に設置される燃料ガス入口側発電部の温度を計測する温度計測部と、前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する温度制御部と、水素製造の指令を受けて、前記燃料ガスの流量を増加させる運転モード制御部と、を備え、前記温度制御部が、前記温度計測部で計測した前記燃料ガス入口側発電部の温度に応じて排燃料ガスの再循環流量を制御する再循環制御部、および、前記温度計測部で計測した前記燃料ガス入口側発電部の温度に応じて前記水蒸気の流量を制御する水蒸気制御部の少なくとも一方を含み、前記温度制御部が前記再循環制御部を含む場合に、前記発電部から排出された前記排燃料ガスの少なくとも一部を前記燃料ガス供給部に再循環させる再循環部を備える燃料電池−水素製造システムを提供する。

運転モード制御部は、水素製造モード運転時には発電モード運転時よりも燃料ガス流量を増加させることでＳＯＦＣの発電出力を維持しながら水素の供給を可能とする。すなわち、水素生成量を増やすことができる。また水素製造モード運転時であっても、発電部には燃料ガスが供給され発電が行われる。ここで、発電部とは、セルスタックの軸方向において、インターコネクタで電気的に接続された複数の燃料電池セル群がある部分である。

温度計測部および温度制御部を備えることにより、水素生成時の改質吸熱量の増加、または発電による発熱量が減少した場合であっても、発電部を発電に適した温度に維持できる。

排燃料ガスには、改質されなかった炭化水素等が含まれている。よって、排燃料ガスの燃料ガスへの再循環流量を制御することで、燃料電池セルに供給される炭化水素量を調整できる。その結果、燃料電池セルでの吸熱量が調整されるため、発電部を発電に適した温度に維持できる。

燃料ガス供給部に供給された水蒸気は、燃料ガスと混合される。燃料ガスには炭化水素が含まれている。燃料ガスに水蒸気を混合することで、燃料ガス中の炭化水素の割合を低下させられる。その結果、燃料電池セルでの改質吸熱量が調整されるため、発電部を発電に適した温度に維持できる。

上記発明に一態様において、前記温度制御部が前記再循環制御部を含み、前記再循環制御部は、前記燃料ガス入口側発電部の温度が所定温度以下である場合に、前記排燃料ガスの再循環流量を設定流量分、低減させる機能を備えている。

予め低減させる再循環流量を設定し、該設定流量分を低減することで、発電部に対して相対的に温度の低い再循環ガスの流量が減少することで冷却効果を抑制するとともに、再循環ガスから供給されるメタン（ＣＨ_４）など炭化水素の流量を低減することで、発電部での内部改質による吸熱を減少するので、発電部の熱バランスを調整が容易になる。

上記発明に一態様において、前記温度制御部が前記水蒸気制御部を含み、前記水蒸気制御部は、前記燃料ガス入口側発電部の温度が所定温度以下である場合に、前記水蒸気流量を設定流量分、増加させる機能を備えている。

予め増加させる水蒸気流量を設定し、該設定流量分を増加することで、発電部の燃料極出口のメタン（ＣＨ_４）など炭化水素ガスの濃度を低減する。これにより、排燃料ガスから分岐して再循環する再循環ガス供給されるメタン（ＣＨ_４）など炭化水素の流量を低減することで、発電部での内部改質による吸熱を減少するので、発電部の熱バランスを調整が容易になる。

上記発明に一態様において、前記温度制御部が前記再循環制御部および前記水蒸気制御部を含み、前記再循環制御部は、前記燃料ガス入口側発電部の温度が第１所定温度以下である場合に、前記排燃料ガスの再循環流量を設定流量分、低減させる機能を備え、前記水蒸気制御部は、前記燃料ガス入口側発電部の温度が第２所定温度以下である場合に、前記水蒸気流量を設定流量分、増加させる機能を備え、前記第１所定温度は第２所定温度と異なる温度であることが好ましい。

第１所定温度は第２所定温度と異なる温度とすることで、再循環制御部による温度制御が行われるタイミングを水蒸気制御部による温度制御とずらすことができる。それにより発電部入口のメタン（ＣＨ_４）など炭化水素ガスの濃度を低減する制御因子を明確にして、発電部での内部改質による吸熱を減少する制御を容易にするので、発電部の熱バランスを調整が容易になる。

上記発明に一態様において、前記第１所定温度が、前記第２所定温度よりも高い温度であることが好ましい。

これにより、再循環制御部による温度制御の方が優先的に実施される。水蒸気の生成にはエネルギーを要するため、また水蒸気の生成源の大型化や燃料電池の反応を阻害するので好ましくなく、水蒸気を追加で使用せずに温度制御できることが好ましい。再循環制御部による温度制御を優先させることで効率的に発電部の温度制御を行うことができる。

上記発明に一態様において、前記温度制御部が、前記温度計測部で計測した前記燃料ガス入口側発電部の温度が第３所定温度以下である場合に、前記燃料ガス流量の増加を停止するよう制御する燃料制御部を含み、前記第３所定温度は、前記第１所定温度および前記第２所定温度よりも低い温度であるとよい。

燃料ガス流量の増加を停止することで、発電部への炭化水素供給量の増加を抑制できる。それにより、燃料ガス中のメタン（ＣＨ_４）など炭化水素ガスの流量を低減することで、発電部での内部改質による吸熱を減少するので、改質吸熱量の増加を抑制し、発電部の温度低下を抑制できる。

上記発明に一態様において、前記燃料制御部は、前記燃料ガス入口側発電部の温度が第４所定温度以下である場合に、前記燃料ガス流量を設定流量分、低減させる機能を備え、前記第４所定温度が前記第３所定温度よりも低い温度であるとよい。

燃料ガス流量を低減させることで、更に改質吸熱量を低減させ、発電部の温度低下を抑制できる。また、燃料ガス流量を低減させることを最終制御判断とすることで、ＳＯＦＣの発電量を最終制御判断まで維持できる。

上記発明に一態様において、警告を発する警告部を有し、前記燃料制御部が、前記燃料ガス入口側発電部の温度が前記第４所定温度以下である場合に警告を発し、前記燃料ガス入口側発電部の温度が前記第３所定温度を超えると該警告を解除するよう前記警告部を制御する機能を備えているとよい。

警告部が警告を発することで、使用者に温度制御の必要程度を認識させることができる。

また、本発明は、発電部に炭化水素と水蒸気とを供給して吸熱反応させ、水素と一酸化炭素を生成する工程と、前記発電部に該水素と該一酸化炭素を含む燃料ガスと酸化性ガスとを供給して発電させる工程と、前記発電部のうちで燃料ガス入口側に設置される燃料ガス入口側発電部の温度を計測する工程と、前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程と、水素製造の指令を受けて、前記燃料ガスの流量を増加させる工程と、を備え、前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程が、前記燃料ガス入口側発電部の計測温度に応じて排燃料ガスの再循環流量を制御する制御工程Ａ、および、前記燃料ガス入口側発電部の計測温度に応じて前記水蒸気の流量を制御する制御工程Ｂの少なくとも一方を含み、前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程が前記制御工程Ａを含む場合に、前記発電部から排出された前記排燃料ガスの少なくとも一部を前記発電部の上流側に再循環させる工程を備えている燃料電池−水素製造システムの運転方法を提供する。

上記発明に一態様において、前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程が、前記制御工程Ａを含み、前記制御工程Ａでは、前記燃料ガス入口側発電部の温度が所定温度以下である場合に、前記排燃料ガスの再循環流量を設定流量分、低減させる。

上記発明に一態様において、前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程が、前記制御工程Ｂを含み、前記制御工程Ｂでは、前記燃料ガス入口側発電部の温度が所定温度以下である場合に、前記水蒸気流量を設定流量分、増加させる。

上記発明に一態様において、前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程が、前記制御工程Ａおよび前記制御工程Ｂを含み、第１所定温度と、前記第１所定温度とは異なる温度である第２所定温度を設定し、前記制御工程Ａでは、前記燃料ガス入口側発電部の温度が前記第１所定温度以下である場合に、前記排燃料ガスの再循環流量を設定流量分、低減させ、前記制御工程Ｂでは、前記燃料ガス入口側発電部の温度が前記第２所定温度以下である場合に、前記水蒸気流量を設定流量分、増加させる。

上記発明に一態様において、前記第１所定温度を、前記第２所定温度よりも高い温度とすることが好ましい。

上記発明に一態様において、前記第１所定温度および前記第２所定温度よりも低い温度である第３所定温度を設定し、前記燃料ガス入口側発電部の計測温度が前記第３所定温度以下である場合に、前記燃料ガス流量の増加を停止するよう制御する工程を含むとよい。

上記発明に一態様において、前記第３所定温度よりも低い温度である第４所定温度を設定し、前記燃料ガス入口側発電部の計測温度が第４所定温度以下である場合に、前記燃料ガス流量を設定流量分、低減させるとよい。

上記発明に一態様において、前記燃料ガス入口側発電部の計測温度が前記第４所定温度以下である場合に警告を発し、前記燃料ガス入口側発電部の温度が前記第３所定温度を超えると該警告を解除するとよい。

本発明によれば、水素製造モードにおいて発電部の温度を維持できるため、発電モードから水素製造モードへの連続切替えが可能である。

本発明の一実施形態に係る燃料電池−水素製造システムが適用された複合発電システムのブロック図である。 本発明の一実施形態に係るＳＯＦＣモジュールの概要を示す斜視図である。 本発明の一実施形態に係るＳＯＦＣカートリッジの縦断面図である。 本発明の一実施形態に係るセルスタックの部分断面図である。 燃料電池−水素製造システムの発電モード時から水素製造モード時の運転変更に伴うＳＯＦＣカートリッジの温度分布の変化説明するグラフである。 燃料電池−水素製造システムの発電モード時から水素製造モード時の運転変更に伴うＳＯＦＣカートリッジのガス組成分布の変化の概念を説明するグラフである。 水素製造モード運転時における発電部の温度制御の一例を示すフロー図である。 燃料電池−水素製造システムの水素製造モード時の運転条件を説明するグラフである。

以下においては、説明の便宜上、紙面を基準として「上」及び「下」の表現を用いて各構成要素の位置関係を特定するが、鉛直方向に対して必ずしもこの限りである必要はない。例えば、紙面における上方向が鉛直方向における下方向に対応してもよい。また、紙面における上下方向が鉛直方向に直行する水平方向に対応してもよい。

また、以下においては、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）のセルスタックとして円筒形を例として説明するが、必ずしもこの限りである必要はなく、例えば平板形のセルスタックであってもよい。

以下、本発明の燃料電池−水素製造システムに係る一実施形態について、図面を参照して説明する。図１は、本実施形態に係る燃料電池−水素製造システムが適用された複合発電システムのブロック図である。

複合発電システム１は、燃料電池−水素製造システム２と、燃料電池−水素製造システム２から排出されたガスを利用して駆動し発電を行うガスタービンシステム３と、ガスタービンシステム３からの排気ガスの熱を回収する排熱回収部４とを備えている。

燃料電池−水素製造システム２は、発電部を有する固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ：Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｃｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）モジュール２０１を備えている。
ここで、発電部１０８とは、セルスタックの軸方向において、インターコネクタで電気的に接続された複数の燃料電池セル群がある部分である。
さらに燃料電池−水素製造システム２は、発電部１０８に燃料ガスを供給する燃料ガス供給部（１１ａ，１１ｂ）と、発電部１０８に酸化性ガスを供給する酸化性ガス供給経路１２と、発電部１０８を経由した燃料ガス（排燃料ガス）をＳＯＦＣモジュール２０１から排出する排燃料ガス経路１３と、発電部１０８を経由した酸化性ガス（排酸化性ガス）をＳＯＦＣ２０１から排出する排酸化性ガス経路１４と、排燃料ガスを燃料ガス供給部（１１ａ，１１ｂ）に再循環させる再循環部（１５ａ，１５ｂ）と、燃料ガス供給部（１１ａ，１１ｂ）に水蒸気を供給する水蒸気供給部（１６ａ，１６ｂ）と、制御装置１７と、発電部１０８のうち、燃料ガスの入口部分である燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度を計測する温度計測部２８（図３参照）と、を備えている。
ここで、本実施形態では、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度を計測する。燃料ガス入口側発電部１０８ａはセルスタック１０１の燃料ガス入口側の燃料電池セル１０５にあり、燃料ガス中のメタン（ＣＨ_４）などの内部改質による温度変化の影響を受けやすい領域として選定して温度変化を計測する。セルスタック１０１のうち、燃料ガス入口側の他に内部改質による温度変化の影響を受けて燃料電池セル１０５の温度が低下しやすい領域の温度を計測してもよい。

燃料電池−水素製造システム２は、ＳＯＦＣモジュール２０１からの排燃料ガスを利用して水素を生成するシフト反応器１８と、シフト反応器１８を経由した排燃料ガスから熱交換により水分を分離する水分離器１９と、水分離器１９を経由した排燃料ガスから水素を精製する水素精製装置（例えばＰＳＡ）２０と、を備えている。水素精製装置２０で精製された水素（Ｈ）は水素を燃料として駆動する燃料電池自動車（ＦＣＶ）２１等に利用できる。水素精製装置２０で分離されたＣＨ_４などのオフガス（Ｃ）は、焼却処理される。オフガス（Ｃ）は、排熱回収部４での水蒸気を生成する熱としての熱回収に利用しても良い。

ガスタービンシステム３は、ＳＯＦＣの酸化性ガスとなる空気（Ａ）を吸い込み、該吸い込んだ空気を加圧してＳＯＦＣモジュール２０１に供給する空気圧縮機３１と、ＳＯＦＣモジュール２０１からの排燃料ガスおよび燃料（Ｆ）を燃焼させて高温の燃焼ガスを生成する燃焼器３２と、該燃焼ガスで駆動するマイクロガスタービン３３と、マイクロガスタービン３３から排出された排燃焼ガスの熱を用いて空気圧縮機３１で加圧された空気を加熱する再生熱交換器３４と、マイクロガスタービン３３の駆動で発電する発電機３５と、を備えている。再生熱交換器３４を経由した排燃焼ガスは、排熱回収部４へと供給される。

排熱回収部４は、排燃焼ガスと水（Ｗ）とを熱交換させて水蒸気（Ｓ）を生成する熱交換器である。水蒸気（Ｓ）は熱源として回収され、水蒸気供給源１６ａで利用しても良いし、別機器で利用されても良い。排熱回収部４を経由した排燃焼ガス（Ｇ）は、必要に応じて適宜排ガス処理を施した後、大気へと放出される。

燃料電池−水素製造システム２において、ＳＯＦＣモジュール２０１の発電部１０８は、燃料ガスおよび酸化性ガスの供給を受けて固体電解質を介した電気化学反応により発電するセル（セルスタック１０１）を有する。

燃料ガス供給部は、燃料ガス供給源１１ａ、燃料ガス供給経路１１ｂを備えている。燃料ガス供給源１１ａは、燃料ガス供給経路１１ｂを介してＳＯＦＣモジュール２０１に接続されている。ＳＯＦＣモジュール２０１へ供給された燃料ガスは、セルスタック１０１の燃料電池セル１０５、特に燃料ガス入口側の燃料電池セル１０５の燃料極１０９付近で炭化水素（特にメタン（ＣＨ_４））と水蒸気とを吸熱反応させて盛んに水蒸気改質され、水素や一酸化炭素が生成される。

燃料ガスは、水蒸気改質されることにより水素を生成可能な成分を含む。例えば、メタン（ＣＨ_４）などの炭化水素は触媒作用のある燃料極などのニッケル（Ｎｉ）の下で水蒸気により改質され、水素（Ｈ_２）および一酸化炭素（ＣＯ）となる。燃料ガスは、水素（Ｈ_２）および一酸化炭素（ＣＯ）、メタン（ＣＨ_４）ガスなどの炭化水素系ガス、都市ガス、天然ガス、または、石炭など炭素質原料のガス化設備により製造したガスなどであってもよい。

酸化性ガス供給経路１２は、ＳＯＦＣモジュール２０１の発電部１０８に酸化性ガス（本実施形態では空気）を供給する構成である。図１において酸化性ガス供給経路１２は、ガスタービンシステム３から排出される圧縮空気を発電部１０８に供給できるようＳＯＦＣモジュール２０１とガスタービンシステム３とを接続するガス流通路である。

排燃料ガス経路１３は、発電部１０８を経由した排燃料ガスをＳＯＦＣモジュール２０１から排出できるよう、一端がＳＯＦＣモジュール２０１に接続されている。

排酸化性ガス経路１４は、一端がＳＯＦＣモジュール２０１に、他端がガスタービンシステム３に接続されている。排酸化性ガス経路１４は、発電部１０８を経由した排酸化性ガスをＳＯＦＣモジュール２０１から排出できる。

再循環部は、再循環ブロワ１５ａおよび再循環経路１５ｂを備えている。再循環ブロワ１５ａの入口側には排燃料ガス経路１３の他端が接続されている。再循環経路１５ｂは、一端が再循環ブロワ１５ａの出口側に、他端が燃料ガス供給経路１１ｂに接続され、排燃料ガスの一部を再循環して燃料ガス供給経路１１ｂへと供給している。

水蒸気供給部（１６ａ、１６ｂ）は、水蒸気供給源１６ａおよび水蒸気供給経路１６ｂを備えている。水蒸気供給源１６ａは、水を加熱して水蒸気を生成するボイラーなどである。水蒸気供給経路１６ｂは、一端が水蒸気供給源１６ａに、他端が再循環経路１５ｂに接続されている。

温度計測部２８は、燃料ガス入口側発電部１０８ａの表面、好ましくはセルスタック１０１の燃料ガス流れ上流側の燃料電池セル１０５の温度を測定できるように設置されている。温度計測部２８は、ＳＯＦＣモジュール２０１の稼働温度で燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度を計測でき、計測した温度情報を制御装置１７へ送信できる計測器である。温度計測部２８は、熱電対が主として利用されるが、高温用非接触式放射温度計なども使用可能である。

制御装置１７は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、及びコンピュータ読み取り可能な記憶媒体等から構成されている。そして、各種機能を実現するための一連の処理は、一例として、プログラムの形式で記憶媒体等に記憶されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、各種機能が実現される。なお、プログラムは、ＲＯＭやその他の記憶媒体に予めインストールしておく形態や、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体に記憶された状態で提供される形態、有線又は無線による通信手段を介して配信される形態等が適用されてもよい。コンピュータ読み取り可能な記憶媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＯＭ、半導体メモリ等である。

制御装置１７は、外部からの指令を受ける受信部２２と、受信部２２が受けた指令に基づき発電モードまたは水素製造モードに運転を切り替える運転モード制御部２３と、受信部２２が受けた温度計測部２８からの温度情報（計測温度）に基づき燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度を制御する温度制御部２４と、を備えている。水素製造モードとは発電モードよりも水素生成量を増やす運転モードであり、水素製造モードであっても、発電部１０８には燃料ガスが供給され発電が行われる。

運転モード制御部２３は、受信部２２が発電の指令を受けた場合、バルブＶ_１を開け、バルブＶ_２を閉じるよう制御する機能を有している。運転モード制御部２３は、受信部２２が水素製造の指令を受けた場合、バルブＶ_１を閉め、バルブＶ_２を開けるよう制御する機能を有している。

運転モード制御部２３には、発電モード用および水素製造モード用の負荷電流値に応じた燃料ガス流量、排燃料ガス再循環流量、および水蒸気流量の情報が格納されている。水素製造モードの各条件は、ワンパス燃料利用率が４０％〜６０％、好ましくは４５％〜５０％であり、かつ、Ｓ／Ｃ（ＳｔｅａｍとＣａｒｂｏｎの比）が３．０〜５．０、好ましくは３．５〜５．０となるよう設定されている。ここでワンパス燃料利用率は、ＳＯＦＣ発電システムで燃料極側に排燃料ガスの再循環の有無にこだわらずに、ＳＯＦＣの燃料極入口の燃料流量とＳＯＦＣで消費されたガス（Ｈ_２およびＣＯ）の反応量で評価する。

運転モード制御部２３は、受信部２２が受けた指令に基づきバルブＶ_３，Ｖ_４，Ｖ_５を適宜開閉して、各モード用条件となるよう燃料ガス流量、排燃料ガス再循環流量、および水蒸気流量を制御する機能を有している。受信部２２が水素製造の指令を受けた場合、運転モード制御部２３は、バルブＶ_１の開度を上げて燃料ガス流量を徐々に増加させて、発電しながら所定流量の水素を製造可能とする。

ここで、図５と図６に示すように、発電モードから水素製造モードへの切り替えで、燃料ガス流量を増加させた場合に、燃料ガス中のメタン（ＣＨ_４）など炭化水素ガスが増加することで、セルスタック１０１の燃料ガス入口側の内部改質による吸熱が増加してセルスタック１０１の燃料ガス入口側温度が低下し、燃料ガス入口側発電部１０８ａ（上部セル）の温度が所定温度より低下してセルスタック１０１の温度分布が増加するとともに燃料電池セル１０５の内部抵抗が増加して、ＳＯＦＣモジュール２０１の発電性能が低下する場合がある。このため、セルスタック１０１の燃料ガス入口側での燃料ガス中のメタン（ＣＨ_４）など炭化水素ガスの増加を抑制することが効果的である。水素製造モードでの燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度Ｔ_１が７００℃以下では、抵抗が増大し、性能が低下する。

また図６に示すように、発電モードから水素製造モードへの切り替えで、燃料ガス流量の増加により、セルスタック１０１の燃料ガス出口側で、排燃料ガスの平衡反応として改質の逆の反応が発生し、排燃料ガス中のメタン（ＣＨ_４）が増加するため、再循環ガスの中のメタン（ＣＨ_４）の流量が増加して、その結果セルスタック１０１の燃料ガス入口側での燃料ガス中のメタン（ＣＨ_４）ガスが増加することが判明した。このため、水蒸気供給源１６ａからの水蒸気流量を増加させてＳ／Ｃが大きくなるように制御することは、排燃料ガス中のメタン（ＣＨ_４）の増加を抑制することも効果的である。

従い、温度制御部２４は、再循環制御部２５、水蒸気制御部２６、燃料制御部２７を備えていて、発電モードから水素製造モードへ切り替えた際の、燃料ガス入口側発電部１０８ａの計測温度が所定温度より低下しないようにして、ＳＯＦＣモジュール２０１の発電性能低下を抑制する。

さらに、図６に示すように、ワンパス燃料利用率は発電モードが例えば約５５％（Ｘ）から水素製造モードでは例えば約４５％（Ｙ）へと低減することで、所定流量の水素の製造供給を可能としている。このため温度制御部２４は、ワンパス燃料利用率を算出して、ワンパス燃料利用率を上げるようにすることで、再循環ガス中のメタン（ＣＨ_４）など炭化水素ガスの濃度を低減し、セルスタック１０１の燃料ガス入口側の内部改質による吸熱を減少し燃料ガス入口側発電部１０８ａの計測温度が所定温度より低下しないようにして、ＳＯＦＣモジュール２０１の発電性能低下を抑制することができる。

再循環制御部２５は、燃料ガス入口側発電部１０８ａの計測温度に応じてバルブＶ_４の開度を調整して排燃料ガスの再循環流量を制御する。再循環制御部２５は、受信部２２で燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度が第１所定温度以下であるとの温度情報を受信した場合に、バルブＶ_４の開度を下げて排燃料ガス流量を設定流量分、低減させる機能を有している。

上記設定流量は、初期再循環流量に対して例えば−１％として、初期再循環流量の０〜−５％の間の所定の流量を段階的に低減してもよく、燃料ガス入口側発電部１０８ａに対して相対的に温度の低い再循環ガスの流量が減少することで冷却効果を抑制するとともに、再循環ガスから供給されるメタン（ＣＨ_４）など炭化水素の流量を低減し、燃料入口のメタン（ＣＨ_４）など炭化水素ガスの濃度を低減することで、セルスタック１０１の燃料ガス入口側での内部改質による吸熱を減少する。再循環制御部２５における排燃料ガス流量の低減限界は、初期再循環流量に対して−５％とすることが好ましい。低減限界よりも設定流量を低下すると、燃料極１０９への蒸気供給量が不足するので好ましくない。初期再循環流量は、水素製造モード用条件として設定されている再循環流量である。低減限界まで排燃料ガス流量を低減した後は、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度に依らず再循環制御部２５での制御は停止される。

水蒸気制御部２６は、燃料ガス入口側発電部１０８ａの計測温度に応じてバルブＶ_５の開度を調整して水蒸気流量を制御する。水蒸気制御部２６は、受信部２２で燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度が第２所定温度以下であるとの温度情報を受信した場合に、バルブＶ_５の開度を上げて水蒸気供給流量を設定流量分、増加させる機能を有している。第２所定温度は、第１所定温度よりも低い温度で設定されることが望ましい。

上記設定流量は、初期水蒸気供給流量に対して例えば＋５％として、初期水蒸気供給流量の０〜＋２０％の間の所定の水蒸気流量を段階的に増加してもよく、セルスタック１０１の燃料出口のメタン（ＣＨ_４）など炭化水素ガスの濃度を低減する。これにより、排燃料ガスから分岐して再循環する再循環ガスから供給されるメタン（ＣＨ_４）など炭化水素の流量を低減し、燃料入口のメタン（ＣＨ_４）ガスなど炭化水素の濃度を低減することで、セルスタック１０１の燃料ガス入口側での内部改質による吸熱を減少する。水蒸気制御部２６における水蒸気供給流量の増加限界は、初期水蒸気供給流量に対して＋２０％とすることが好ましい。増加限界よりも設定流量を増加すると、水蒸気の生成にはエネルギーを要することでシステム効率が低下するとともに、燃料極１０９への蒸気供給量が増え過ぎて水蒸気供給源１６ａが大型化するとともに、燃料電池の反応促進を阻害するので好ましくない。初期水蒸気供給流量は、水素製造モード用条件として設定されている水蒸気供給流量である。増加限界まで水蒸気供給流量を増加した後は、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度に依らず水蒸気制御部２６での制御は停止される。

燃料制御部２７は、燃料ガス入口側発電部１０８ａの計測温度に応じてバルブＶ_３の開度を調整して燃料ガス流量を制御する。燃料制御部２７は、受信部２２で燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度が第３所定温度以下であるとの温度情報を受信した場合に、バルブＶ_３の開度を下げて燃料ガス流量の増加を停止させる機能を有している。第３所定温度は、第１所定温度および第２所定温度よりも低い温度に設定される。

燃料制御部２７は、受信部２２で燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度が第４所定温度以下であるとの温度情報を受信した場合に、バルブＶ_３の開度を更に下げて燃料ガス流量を設定流量分、低減させる機能を有している。第４所定温度は、第３所定温度よりも低い温度に設定される。

上記設定流量は、初期燃料ガス流量に対して例えば−１％として、初期燃料ガス流量の０〜−２％の間の所定の流量を段階的に低減してもよく、燃料ガス中のメタン（ＣＨ_４）など炭化水素ガスの濃度を低減することで、セルスタック１０１の燃料ガス入口側での内部改質による吸熱を減少する。燃料制御部２７における燃料ガス流量の低減限界は、初期燃料ガス流量に対して−２％とすることが好ましい。低減限界よりも設定流量を低下すると、燃料極１０９への燃料供給量が不足して発電量と水素製造流量が減少するので好ましくない。初期燃料ガス流量は、水素製造モード用条件として設定されている燃料ガス流量である。水素製造モードにおいて燃料ガス流量は徐々に増加されるが、その場合、燃料制御部２７での温度制御が開始される直前の燃料ガス流量が初期燃料ガス流量である。低減限界まで燃料ガス流量を低減した後は、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度に依らず燃料制御部２７での制御は停止される。

燃料電池−水素製造システム２は、使用者に警告を発する警告部（不図示）を更に備えていることが望ましい。警告部は、警告音を発するアラーム、警告信号を表示するランプ等である。燃料制御部２７は、受信部２２で燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度が第４所定温度以下であるとの温度情報を受信した場合に警告を発し、その後、受信部２２で燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度が第３所定温度を超えたという温度情報を受信したら該警告を解除するよう制御する機能を有している。

温度制御部２４は、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度による制御判断の代わりに、ワンパス燃料利用率を算出して、ワンパス燃料利用率を上げるようバルブＶ_３，Ｖ_４，Ｖ_５を適宜開閉して、燃料ガス流量、排燃料ガス再循環流量、および水蒸気流量を制御する機能を有してもよい。

ワンパス燃料利用率を上げることで、再循環ガス中のメタン（ＣＨ_４）など炭化水素ガスの濃度を低減して、セルスタック１０１の燃料ガス入口側での内部改質による吸熱を減少することで、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度の低下を抑制することができる。

温度制御部２４は、水素製造モード運転時に、温度計測部２８が間欠的に燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度を計測して温度情報を送信するよう制御する機能を有していてもよい。連続計測でなく間欠的な計測と温度情報の送信により、制御装置の容量を低減させて簡易化させることが可能となるとともに、温度制御が安定する効果がある。熱容量による温度変化速度を考慮して、間欠的な計測と温度情報の送信の場合、計測間隔は、３０分以上６０分程度とすることが好ましい。

次に、図２と図３とを参照して本実施形態に係るＳＯＦＣモジュール２０１及びＳＯＦＣカートリッジ２０３について説明する。ここで、図２は、本実施形態に係るＳＯＦＣモジュール２０１の一態様を示すものである。また、図３は、本実施形態に係るＳＯＦＣカートリッジ２０３の一態様の断面図を示すものである。

ＳＯＦＣモジュール２０１は、図２に示すように、例えば、複数のＳＯＦＣカートリッジ２０３と、これら複数のＳＯＦＣカートリッジ２０３を収納する圧力容器２０５とを有する。また、ＳＯＦＣモジュール２０１は、燃料ガス供給管２０７と複数の燃料ガス供給枝管２０７ａとを有する。またＳＯＦＣモジュール２０１は、燃料ガス排出管２０９と複数の燃料ガス排出枝管２０９ａとを有する。また、ＳＯＦＣモジュール２０１は、酸化性ガス供給管（不図示）と酸化性ガス供給枝管（不図示）とを有する。また、ＳＯＦＣモジュール２０１は、酸化性ガス排出管（不図示）と複数の酸化性ガス排出枝管（不図示）とを有する。

燃料ガス供給管２０７は、圧力容器２０５の外部に設けられ、ＳＯＦＣモジュール２０１の発電量に対応して所定ガス組成と所定流量の燃料ガスを供給する燃料ガス供給部に接続されると共に、複数の燃料ガス供給枝管２０７ａに接続されている。この燃料ガス供給管２０７は、上述の燃料ガス供給部から供給される所定流量の燃料ガスを、複数の燃料ガス供給枝管２０７ａに分岐して導くものである。また、燃料ガス供給枝管２０７ａは、燃料ガス供給管２０７に接続されると共に、複数のＳＯＦＣカートリッジ２０３に接続されている。この燃料ガス供給枝管２０７ａは、燃料ガス供給管２０７から供給される燃料ガスを複数のＳＯＦＣカートリッジ２０３に略均等の流量で導き、複数のＳＯＦＣカートリッジ２０３の発電性能を略均一化させるものである。

燃料ガス排出枝管２０９ａは、複数のＳＯＦＣカートリッジ２０３に接続されると共に、燃料ガス排出管２０９に接続されている。この燃料ガス排出枝管２０９ａは、ＳＯＦＣカートリッジ２０３から排出される排燃料ガスを燃料ガス排出管２０９に導くものである。また、燃料ガス排出管２０９は、複数の燃料ガス排出枝管２０９ａに接続されると共に、一部が圧力容器２０５の外部に配置されている。この燃料ガス排出管２０９は、燃料ガス排出枝管２０９ａから略均等の流量で導出される排燃料ガスを圧力容器２０５の外部に導くものである。

圧力容器２０５は、内部の圧力が０．１ＭＰａ〜約１ＭＰａ、内部の温度が大気温度〜約５５０℃で運用されるので、耐力性と酸化性ガス中に含まれる酸素などの酸化剤に対する耐食性を保有する材質が利用される。例えばＳＵＳ３０４などのステンレス系材が好適である。

ここで、本実施形態においては、複数のＳＯＦＣカートリッジ２０３が集合化されて圧力容器２０５に収納される態様について説明しているが、これに限られず例えば、ＳＯＦＣカートリッジ２０３が集合化されずに圧力容器２０５内に収納される態様とすることもできる。

ＳＯＦＣカートリッジ２０３は、図３に示す通り、複数のセルスタック１０１と、発電室２１５と、燃料ガス供給室２１７と、燃料ガス排出室２１９と、酸化性ガス供給室２２１と、酸化性ガス排出室２２３とを有する。また、ＳＯＦＣカートリッジ２０３は、上部管板２２５ａと、下部管板２２５ｂと、上部断熱体２２７ａと、下部断熱体２２７ｂとを有する。なお、本実施形態においては、ＳＯＦＣカートリッジ２０３は、燃料ガス供給室２１７と燃料ガス排出室２１９と酸化性ガス供給室２２１と酸化性ガス排出室２２３とが図３のように配置されることで、燃料ガスと酸化性ガスとがセルスタック１０１の内側と外側とを対向して流れる構造となっているが、必ずしもこの必要はなく、例えば、セルスタックの内側と外側とを平行して流れる、または酸化性ガスがセルスタックの長手方向と直交する方向へ流れるようにしても良い。

発電室２１５は、上部断熱体２２７ａと下部断熱体２２７ｂとの間に形成された領域である。この発電室２１５は、セルスタック１０１の燃料電池セル１０５が配置され、燃料ガスと酸化性ガスとを電気化学的に反応させて発電を行う領域である。また、この発電室２１５のセルスタック１０１長手方向の中央部付近での温度は、ＳＯＦＣモジュール２０１の定常運転時に、およそ７００℃〜１１００℃の高温雰囲気となる。

燃料ガス供給室２１７は、ＳＯＦＣカートリッジ２０３の上部ケーシング２２９ａと上部管板２２５ａとに囲まれた領域である。また、燃料ガス供給室２１７は、上部ケーシング２２９ａに備えられた燃料ガス供給孔２３１ａによって、燃料ガス供給枝管２０７ａと連通されている。また、燃料ガス供給室２１７には、セルスタック１０１の一方の端部が、セルスタック１０１の基体管１０３の内部が燃料ガス排出室２１９に対して開放して配置されている。この燃料ガス供給室２１７は、燃料ガス供給枝管２０７ａから燃料ガス供給孔２３１ａを介して供給される燃料ガスを、複数のセルスタック１０１の基体管１０３の内部に略均一流量で導き、複数のセルスタック１０１の発電性能を略均一化させるものである。

燃料ガス排出室２１９は、ＳＯＦＣカートリッジ２０３の下部ケーシング２２９ｂと下部管板２２５ｂとに囲まれた領域である。また、燃料ガス排出室２１９は、下部ケーシング２２９ｂに備えられた燃料ガス排出孔２３１ｂによって、燃料ガス排出枝管２０９ａと連通されている。また、燃料ガス排出室２１９には、セルスタック１０１の他方の端部が、セルスタック１０１の基体管１０３の内部が燃料ガス排出室２１９に対して開放して配置されている。この燃料ガス排出室２１９は、複数のセルスタック１０１の基体管１０３の内部を通過して燃料ガス排出室２１９に供給される排燃料ガスを集約して、燃料ガス排出孔２３１ｂを介して燃料ガス排出枝管２０９ａに導くものである。

ＳＯＦＣモジュール２０１の発電量に対応して所定ガス組成と所定流量の酸化性ガスを酸化性ガス供給枝管へと分岐して、複数のＳＯＦＣカートリッジ２０３へ供給する。酸化性ガス供給室２２１は、ＳＯＦＣカートリッジ２０３の下部ケーシング２２９ｂと下部管板２２５ｂと下部断熱体２２７ｂとに囲まれた領域である。また、酸化性ガス供給室２２１は、下部ケーシング２２９ｂに備えられた酸化性ガス供給孔２３３ａによって、図示しない酸化性ガス供給枝管と連通されている。この酸化性ガス供給室２２１は、図示しない酸化性ガス供給枝管から酸化性ガス供給孔２３３ａを介して供給される所定流量の酸化性ガスを、後述する酸化性ガス供給隙間２３５ａを介して発電室２１５に導くものである。

酸化性ガス排出室２２３は、ＳＯＦＣカートリッジ２０３の上部ケーシング２２９ａと上部管板２２５ａと上部断熱体２２７ａとに囲まれた領域である。また、酸化性ガス排出室２２３は、上部ケーシング２２９ａに備えられた酸化性ガス排出孔２３３ｂによって、図示しない酸化性ガス排出枝管と連通されている。この酸化性ガス排出室２２３は、発電室２１５から、後述する酸化性ガス排出隙間２３５ｂを介して酸化性ガス排出室２２３に供給される排酸化性ガスを、酸化性ガス排出孔２３３ｂを介して図示しない第３酸化性ガス排出枝管に導くものである。

上部管板２２５ａは、上部ケーシング２２９ａの天板と上部断熱体２２７ａとの間に、上部管板２２５ａと上部ケーシング２２９ａの天板と上部断熱体２２７ａとが略平行になるように、上部ケーシング２２９ａの側板に固定されている。また上部管板２２５ａは、ＳＯＦＣカートリッジ２０３に備えられるセルスタック１０１の本数に対応した複数の孔を有し、該孔にはセルスタック１０１が夫々挿入されている。この上部管板２２５ａは、複数のセルスタック１０１の一方の端部をシール部材及び接着部材のいずれか一方又は両方を介して気密に支持すると共に、燃料ガス供給室２１７と酸化性ガス排出室２２３とを隔離するものである。

下部管板２２５ｂは、下部ケーシング２２９ｂの底板と下部断熱体２２７ｂとの間に、下部管板２２５ｂと下部ケーシング２２９ｂの底板と下部断熱体２２７ｂとが略平行になるように下部ケーシング２２９ｂの側板に固定されている。また下部管板２２５ｂは、ＳＯＦＣカートリッジ２０３に備えられるセルスタック１０１の本数に対応した複数の孔を有し、該孔にはセルスタック１０１が夫々挿入されている。この下部管板２２５ｂは、複数のセルスタック１０１の他方の端部をシール部材及び接着部材のいずれか一方又は両方を介して気密に支持すると共に、燃料ガス排出室２１９と酸化性ガス供給室２２１とを隔離するものである。

上部断熱体２２７ａは、上部ケーシング２２９ａの下端部に、上部断熱体２２７ａと上部ケーシング２２９ａの天板と上部管板２２５ａとが略平行になるように配置され、上部ケーシング２２９ａの側板に固定されている。また、上部断熱体２２７ａには、ＳＯＦＣカートリッジ２０３に備えられるセルスタック１０１の本数に対応して、複数の孔が設けられている。この孔の直径はセルスタック１０１の外径よりも大きく設定されている。上部断熱体２２７ａは、この孔の内面と、上部断熱体２２７ａに挿通されたセルスタック１０１の外面との間に形成された酸化性ガス排出隙間２３５ｂを有する。

この上部断熱体２２７ａは、発電室２１５と酸化性ガス排出室２２３とを仕切るものであり、上部管板２２５ａの周囲の雰囲気が高温化し強度低下や酸化性ガス中に含まれる酸化剤による腐食が増加することを抑制する。上部管板２２５ａ等はインコネルなどの高温耐久性のある金属材料から成るが、上部管板２２５ａ等が発電室２１５内の高温に晒されて上部管板２２５ａ等内の温度差が大きくなることで熱変形することを防ぐものである。また、上部断熱体２２７ａは、発電室２１５を通過して高温に晒された排酸化性ガスを、酸化性ガス排出隙間２３５ｂを通過させて酸化性ガス排出室２２３に導くものである。

本実施形態によれば、上述したＳＯＦＣカートリッジ２０３の構造により、燃料ガスと酸化性ガスとがセルスタック１０１の内側と外側とを対向して流れるものとなっている。このことにより、排酸化性ガスは、基体管１０３の内部を通って発電室２１５に供給される燃料ガスとの間で熱交換がなされ、金属材料から成る上部管板２２５ａ等が座屈などの変形をしない温度に冷却されて酸化性ガス排出室２２３に供給される。また、燃料ガスは、発電室２１５から排出される排酸化性ガスとの熱交換により昇温され、発電室２１５に供給される。その結果、ヒーター等を用いることなく発電に適した温度に予熱昇温された燃料ガスを発電室２１５に供給することができる。

下部断熱体２２７ｂは、下部ケーシング２２９ｂの上端部に、下部断熱体２２７ｂと下部ケーシング２２９ｂの底板と下部管板２２５ｂとが略平行になるように配置され、下部ケーシング２２９ｂの側板に固定されている。また、下部断熱体２２７ｂには、ＳＯＦＣカートリッジ２０３に備えられるセルスタック１０１の本数に対応して、複数の孔が設けられている。この孔の直径はセルスタック１０１の外径よりも大きく設定されている。下部断熱体２２７ｂは、この孔の内面と、下部断熱体２２７ｂに挿通されたセルスタック１０１の外面との間に形成された酸化性ガス供給隙間２３５ａを有する。

この下部断熱体２２７ｂは、発電室２１５と酸化性ガス供給室２２１とを仕切るものであり、下部管板２２５ｂの周囲の雰囲気が高温化し強度低下や酸化性ガス中に含まれる酸化剤による腐食が増加することを抑制する。下部管板２２５ｂ等はインコネルなどの高温耐久性のある金属材料から成るが、下部管板２２５ｂ等が高温に晒されて下部管板２２５ｂ等内の温度差が大きくなることで熱変形することを防ぐものである。また、下部断熱体２２７ｂは、酸化性ガス供給室２２１に供給される酸化性ガスを、酸化性ガス供給隙間２３５ａを通過させて発電室２１５に導くものである。

本実施形態によれば、上述したＳＯＦＣカートリッジ２０３の構造により、燃料ガスと酸化性ガスとがセルスタック１０１の内側と外側とを対向して流れるものとなっている。このことにより、基体管１０３の内部を通って発電室２１５を通過した排燃料ガスは、発電室２１５に供給される酸化性ガスとの間で熱交換がなされ、金属材料から成る下部管板２２５ｂ等が座屈などの変形をしない温度に冷却されて燃料ガス排出室２１９に供給される。また、酸化性ガスは排燃料ガスとの熱交換により昇温され、発電室２１５に供給される。その結果、ヒーター等を用いることなく発電に必要な温度に昇温された酸化性ガスを発電室２１５に供給することができる。

発電室２１５で発電された直流電力は、複数の燃料電池セル１０５に設けたＮｉ／ＹＳＺ等からなるリード膜１１５によりセルスタック１０１の端部付近まで導出した後に、ＳＯＦＣカートリッジ２０３の集電棒（不図示）に集電板（不図示）を介して集電して、各ＳＯＦＣカートリッジ２０３の外部へと取り出される。前記集電棒によってＳＯＦＣカートリッジ２０３の外部に導出された電力は、各ＳＯＦＣカートリッジ２０３の発電電力を所定の直列数および並列数へと相互に接続され、ＳＯＦＣモジュール２０１の外部へと導出されて、図示しないインバータなどにより所定の交流電力へと変換されて、電力負荷へと供給される。

図４を参照して本実施形態に係る円筒形セルスタックについて説明する。ここで、図４は、本実施形態に係るセルスタックの一態様を示すものである。セルスタック１０１は、円筒形状の基体管１０３と、基体管１０３の外周面に複数形成された燃料電池セル１０５と、隣り合う燃料電池セル１０５の間に形成されたインターコネクタ１０７とを有する。燃料電池セル１０５は、燃料極１０９と固体電解質１１１と空気極１１３とが積層して形成されている。また、セルスタック１０１は、基体管１０３の外周面に形成された複数の燃料電池セル１０５の内、基体管１０３の軸方向において最も端に形成された燃料電池セル１０５の空気極１１３に、インターコネクタ１０７を介して電気的に接続されたリード膜１１５を有する。

本実施形態では、セルスタック１０１の軸方向において、インターコネクタ１０７で電気的に接続された複数の燃料電池セル１０５群がある部分のうち、セルスタック１０１の燃料ガス入口側の燃料電池セル１０５を燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度計測箇所とし、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度計測箇所から燃料ガス流れ上流側のリード膜１１５がある部分にかけて、内部改質が盛んに行われて水素が生成されるとともに、温度が低下する領域である。

基体管１０３は、多孔質材料からなり、例えば、ＣａＯ安定化ＺｒＯ_２（ＣＳＺ）、又はＹ_２Ｏ_３安定化ＺｒＯ₂（ＹＳＺ）、又はＭｇＡｌ_２Ｏ_４とされる。この基体管１０３は、燃料電池セル１０５とインターコネクタ１０７とリード膜１１５とを支持すると共に、基体管１０３の内周面に供給される燃料ガスを基体管１０３の細孔を介して基体管１０３の外周面に形成される燃料極１０９に拡散させるものである。

燃料極１０９は、Ｎｉとジルコニア系電解質材料との複合材の酸化物で構成され、例えば、Ｎｉ／ＹＳＺが用いられる。この場合、燃料極１０９は、燃料極１０９の成分であるＮｉが燃料ガスに対して触媒作用を有する。この触媒作用は、基体管１０３を介して供給された燃料ガス、例えば、メタン（ＣＨ_４）と水蒸気との混合ガスを反応させ、水素（Ｈ_２）と一酸化炭素（ＣＯ）に改質するものである。また、燃料極１０９は、改質により得られる水素（Ｈ_２）及び一酸化炭素（ＣＯ）と、固体電解質１１１を介して供給される酸素イオン（Ｏ^２−）とを固体電解質１１１との界面付近において電気化学的に反応させて水（Ｈ_２Ｏ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）を生成するものである。なお、燃料電池セル１０５は、この時、酸素イオンから放出される電子によって発電する。

固体電解質１１１は、ガスを通しにくい気密性と、高温で高い酸素イオン導電性とを有するＹＳＺが主として用いられる。この固体電解質１１１は、空気極１１３で生成される酸素イオン（Ｏ^２−）を燃料極１０９に移動させるものである。

空気極１１３は、例えば、ＬａＳｒＭｎＯ_３系酸化物、又はＬａＣｏＯ_３系酸化物で構成される。この空気極１１３は、固体電解質１１１との界面付近において、供給される空気等の酸化性ガス中の酸素を解離させて酸素イオン（Ｏ^２−）を生成するものである。

インターコネクタ１０７は、ＳｒＴｉＯ_３系などのＭ_１−ｘＬ_ｘＴｉＯ_３（Ｍはアルカリ土類金属元素、Ｌはランタノイド元素）で表される導電性ペロブスカイト型酸化物から構成され、燃料ガスと酸化性ガスとが混合しないように緻密な膜となっている。また、インターコネクタ１０７は、酸化雰囲気と還元雰囲気との両雰囲気下で安定した電気導電性を有する。このインターコネクタ１０７は、隣り合う燃料電池セル１０５において、一方の燃料電池セル１０５の空気極１１３と他方の燃料電池セル１０５の燃料極１０９とを電気的に接続し、隣り合う燃料電池セル１０５同士を直列に接続するものである。リード膜１１５は、電子伝導性を有すること、及びセルスタック１０１を構成する他の材料との熱膨張係数が近いことが必要であることから、Ｎｉ／ＹＳＺ等のＮｉとジルコニア系電解質材料との複合材で構成されている。このリード膜１１５は、インターコネクタにより直列に接続される複数の燃料電池セル１０５で発電された直流電力をセルスタック１０１の端部付近まで導出すものである。

次に、本実施形態に係る燃料電池−水素製造システム２の動作について説明する。燃料電池−水素製造システム２は、発電モードまたは水素製造モードにより運転される。

（発電モード）
受信部２２が外部から発電の指令を受けると、運転モード制御部２３は該指令に基づきバルブＶ_１を開き、バルブＶ_２を閉じる。それとともに、運転モード制御部２３は、バルブＶ_３，Ｖ_４，Ｖ_５の開度を調整して燃料ガス流量、再循環流量、蒸気流量を発電モード用条件に制御する。

本実施形態では、燃料ガス流量、再循環流量、蒸気流量の発電モード用条件は、例えばシステム燃料利用率が８０％〜８５％、ワンパス燃料利用率が５０％〜６０％、Ｓ／Ｃが３．５〜５．０となるよう予め設定しておく。

炭化水素を含む燃料ガス（ＦＧ１）が、燃料ガス供給源１１ａから燃料ガス供給経路１１ｂを介してＳＯＦＣモジュール２０１へ供給される。ＳＯＦＣモジュール２０１へ供給された燃料ガス（ＦＧ１）は、セルスタック１０１の燃料電池セル１０５、特に燃料ガス入口側の燃料ガス入口側発電部１０８ａの燃料電池セル１０５の燃料極１０９付近で盛んに水蒸気改質される。ここで、燃料ガス（ＦＧ１）に含まれる炭化水素が、水蒸気と吸熱反応して水素および一酸化炭素が生成される。

改質により生じた水素および一酸化炭素を含む燃料ガス（ＦＧ２）は、発電部１０８で発電に利用される。

発電部１０８を経由した燃料ガス（排燃料ガス：ＦＧ３）は排燃料ガス経路１３によりＳＯＦＣモジュール２０１の外へと排出される。排燃料ガス（ＦＧ３）の一部は再循環ブロワ１５ａによりガスタービンシステム３の燃焼器３２に供給される。排燃料ガス（ＦＧ３）の他部は再循環ブロワ１５ａにより再循環経路１５ｂを介して燃料ガス供給経路１１ｂに再循環される。

燃焼器３２に供給された排燃料ガス（ＦＧ３）は、ＳＯＦＣモジュール２０１由来の排酸化性ガス中で、燃料（Ｆ）とともに燃焼させる。燃焼により生じた燃焼ガス（ＣＧ１）はマイクロガスタービン３３に導かれ、マイクロガスタービン３３を回転駆動させる。これにより、発電機３５で発電が行われる。マイクロガスタービン３３を経由した燃焼ガス（ＣＧ２）は再生熱交換器３４に送られる。

ガスタービンシステム３の空気圧縮機３１は、酸化性ガスとして空気（Ａ１）を吸込み、該吸い込んだ空気を加圧して再生熱交換器３４に送る。再生熱交換器３４に送られた空気（Ａ２）は、燃焼ガス（ＣＧ２）により加熱された後、酸化性ガス供給経路１２を介してＳＯＦＣモジュール２０１に導かれる。

再生熱交換器３４を経由した燃焼ガス（ＣＧ３）は、排熱回収部４へ導かれる。燃焼ガス（ＣＧ３）は、市水などの水と熱交換されることにより、水蒸気（Ｓ）を生成する。水蒸気は熱源として回収され、水蒸気供給源１６ａで利用しても良いし、別機器で利用されても良い。排熱回収部４を経由した排燃焼ガス（ＣＧ３）は、必要に応じて適宜排ガス処理を施した後、大気へと放出される。

（水素製造モード）
受信部２２が外部から水素製造の指令を受けると、運転モード制御部２３は該指令に基づきバルブＶ_２を開き、バルブＶ_１を閉じる。これにより、ＳＯＦＣモジュール２０１から排出された排燃料ガス（ＦＧ３）は、シフト反応器１８に導かれる。

排燃料ガス（ＦＧ３）に含まれる一酸化炭素は、シフト反応器１８においてシフト触媒の存在下、水と反応して二酸化炭素（ＣＯ_２）に変成される。触媒には、酸化鉄系触媒、鉄−クロム系触媒などを用いる。

シフト反応器１８を経由した排燃料ガス（ＦＧ４）は、水分離器１９に導かれ、熱交換により冷却される。これにより、排燃料ガス（ＦＧ４）から水分（ドレン水：Ｄ）が分離される。水分離器１９を経由した排燃料ガス（ＦＧ５）は、水分の少ないドライなガスとなる。

水分離器１９を経由した排燃料ガス（ＦＧ５）は、水素精製装置２０に導かれる。水素精製装置２０は、例えばＰＳＡ（ＰｒｅｓｓｕｒｅＳｗｉｎｇ Ａｄｓｏｒｐｔｉｏｎ）式が利用される。排燃料ガス（ＦＧ５）は水分の分離されたドライなガスであるため、ＰＳＡの性能を低下させることはない。水素精製装置２０では、排燃料ガス（ＦＧ５）に含まれる水素以外の成分を吸着剤に吸着させることで、水素が分離されて精製される。

精製した水素（純水素）は、燃料電池自動車２１等に利用され得る。分離された水素以外のガス（例えばＣＨ_４等）は、オフガス（Ｃ）として、燃焼処理されるが、このとき発生する熱エネルギーは排熱回収部４での水蒸気として熱回収に利用しても良い。

受信部２２が外部から水素製造の指令を受けると、運転モード制御部２３は、発電モード運転時よりもバルブＶ_３の開度を上げて、燃料ガス流量を徐々に増加させる。それにより、水素の製造量を増やすことができる。運転モード制御部２３は、バルブＶ_４，Ｖ_５の開度を調整して燃料ガス流量、再循環流量、蒸気流量を水素製造モード用条件に制御して、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度の低下を抑制する。これにより燃料電池−水素製造システム２の運転を水素製造モードに切り替える。

燃料ガス流量、再循環流量、蒸気流量の水素製造モード用条件は、システム燃料利用率が７０％〜８０％、ワンパス燃料利用率が４０％〜６０％（好ましくは４５％〜５０％）、Ｓ／Ｃが３．０〜５．０（好ましくは３．５〜５．０）となるよう予め設定しておく。ワンパス燃料利用率を下げすぎると、発電部１０８を発電に適した温度（６００℃〜９５０℃）に維持することが難しい。

温度計測部２８は、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度を計測し、計測により得られた温度情報を制御装置１７へと送る。温度情報の送信は、３０分〜６０分の間隔で間欠的に繰り返し実施される。制御装置の容量に余裕があれば、温度情報は連続的に送信しても良い。

制御装置１７では、受信部２２が温度情報を受け、該温度情報に基づいて温度制御部２４による燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度制御が行われる。

図７を参照して、水素製造モード運転時における発電部１０８の温度制御の一例を説明する。セルスタック１０１の燃料ガス入口側の内部改質による吸熱が増加してセルスタック１０１の燃料ガス入口側温度が低下し、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度が所定温度より低下してセルスタック１０１の温度分布が増加するとともに燃料電池セル１０５の内部抵抗が増加して、ＳＯＦＣモジュール２０１の発電性能が低下する場合がある。

受信部で受けた燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度情報が、セルスタック１０１の軸方向温度分布から中央温度（本実施形態では９００℃〜１０００℃）を基準に、各条件で管理する所定温度を、例えば第１所定温度を７５０℃、第２所定温度を７４０℃、第３所定温度を７３０℃、第４所定温度を７２０℃として、判断をする場合を説明する。この各条件で管理する各所定温度は、実施条件により適宜変更してもよく、限定されるものではない。

受信部２２で受けた燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度情報が７５０℃より高い場合、次の温度情報を受けるまで初期設定の水素製造モードの運転が継続される。

受信部２２で受けた温度情報が例えば７５０℃（第１所定温度）以下であった場合、再循環制御部２５は、バルブＶ_４の開度を下げて排燃料ガスの再循環流量を設定流量分低減する。設定流量は、初期再循環流量に対して例えば−１％とする。

排燃料ガスには、発電部１０８で改質されなかった炭化水素が残留している。排燃料ガスの再循環流量を減らすことで、燃料ガス入口側発電部１０８ａに供給される炭化水素量が少なくなり、燃料ガス入口側発電部１０８ａでの改質反応が抑制される。それにより吸熱量が減るため、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度低下を抑制できる。

再循環された排燃料ガスは、発電部１０８よりも低温（４００℃〜４５０℃）である。排燃料ガスの再循環流量を減らして、燃料ガスへ混合される排燃料ガス量を減らすことで、再循環された排燃料ガスからの熱伝達により発電部が冷却されるのを抑制できる。

排燃料ガスの再循環流量を減らしても、発電部１０８での発電は継続されている。発電部１０８が発電すると熱が生じ、その熱により発電部１０８の温度上昇が可能である。再循環流量を低減した後に受信部２２で受けた温度情報が７５０℃を超えていた場合、再循環制御部２５による温度制御を停止して、次の温度情報を受けるまで初期設定の水素製造運転が行われる。

再循環流量を低減した後に受信部２２で受けた温度情報が、まだ７５０℃以下であった場合、更にバルブＶ_４の開度を下げて排燃料ガスの再循環流量を例えば−１％低減する。再循環制御部２５による再循環流量の低減限界は合計で−５％とする。すなわち、受信部で受けた温度情報が７５０℃以下であれば、初期再循環流量に対して−１％ずつ減少する場合は、最高５回まで再循環流量の低減を行い、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度を制御する。

受信部２２で受けた温度情報が例えば７４０℃以下（第２所定温度）であった場合、水蒸気制御部２６は、バルブＶ_５の開度を上げて水蒸気流量を設定流量分増加させる。設定流量は、初期水蒸気流量に対して例えば＋５％とする。

水蒸気流量を増やすと、燃料ガス中の炭化水素濃度が低下し、燃料ガス入口側発電部１０８ａに供給される炭化水素量が少なくなる。それにより改質吸熱量が減るため、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度低下を抑制できる。

水蒸気流量を減らしても、発電部１０８での発電は継続されている。発電部１０８が発電すると熱が生じ、その熱により発電部１０８の温度上昇が可能である。水蒸気流量を増加させた後に受信部２２で受けた温度情報が７４０℃を超えていた場合には、水蒸気制御部２６による温度制御を停止する。

水蒸気流量を増加させた後に受信部２２で受けた温度情報が７４０℃以下であった場合、更にバルブＶ_５の開度を下げて排燃料ガスの再循環流量を例えば＋５％増加させる。水蒸気制御部２６による水蒸気流量の増加限界は合計で＋２０％とする。すなわち、受信部で受けた温度情報が７４０℃以下であれば、初期水蒸気流量に対して例えば＋５％ずつ増加する場合は、最高４回まで水蒸気流量の増加を行い、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度を制御する。

７４０℃以下は、７５０℃以下の範囲に含まれる。よって、受信部で受けた温度情報が７４０℃以下であった場合、再循環制御部２５による温度制御も同時に実施される。ただし、再循環制御部２５による再循環流量の低減は、低減限界内で行われる。

受信部２２で受けた温度情報が例えば７３０℃（第３所定温度）以下であった場合、燃料制御部２７は、水素製造モードに切り替えた後にバルブＶ_３の開度を上げていた場合は、バルブＶ_３の開度を上げるのをやめて、燃料ガス流量の増加を停止する。

燃料ガス流量が増加しなければ、燃料ガス入口側発電部１０８ａに供給される炭化水素量も変動せず、燃料ガス入口側発電部１０８ａでの吸熱量も現状維持となる。それにより発電部１０８の温度低下を抑制できる。

燃料ガス流量の増加を停止しても、発電部１０８での発電は継続されている。発電部１０８が発電すると熱が生じ、その熱により発電部１０８の温度上昇が可能である。燃料ガス流量の増加を停止した後に受信部２２で受けた温度情報が７３０℃を超えていた場合には、バルブＶ_３の開度を上げて燃料ガス流量の増加を再開する。

燃料ガス流量の増加を停止した後に受信部２２で受けた温度情報が７３０℃以下であった場合、燃料ガス流量をそのまま維持する。

７３０℃以下は、７４０℃以下および７５０℃以下の範囲に含まれる。よって、受信部２２で受けた温度情報が７３０℃以下であった場合、再循環制御部２５および水蒸気制御部２６による温度制御も同時に実施される。ただし、再循環制御部２５による再循環流量の低減は、低減限界内で行われる。水蒸気制御部２６による水蒸気流量の増加は、増加限界内で行われる。

受信部２２で受けた温度情報が例えば７２０℃（第４所定温度）以下であった場合、燃料制御部２７は、バルブＶ_３の開度を下げて燃料ガス流量を設定流量分低減するとともに、アラームを鳴らす。設定流量は、初期燃料ガス流量に対して例えば−１％とする。

燃料ガス流量を減らすことで、燃料ガス入口側発電部１０８ａに供給される炭化水素量が少なくなり、燃料ガス入口側発電部１０８ａでの改質反応が抑制される。それにより吸熱量が減るため、発電部１０８の温度低下を抑制できる。

燃料ガス流量を減らしても、発電部１０８での発電は継続されている。発電部１０８が発電すると熱が生じ、その熱により発電部１０８の温度上昇が可能である。燃料ガス流量を低減した後に受信部２２で受けた温度情報が７２０℃を超えていた場合には、燃料制御部２７による温度制御を停止する。アラームは、受信部２２で受けた温度情報が７３０℃を超えた場合に解除される。

燃料ガス流量を低減した後に受信部２２で受けた温度情報が７２０℃以下であった場合、更にバルブＶ_３の開度を下げて燃料ガス流量を例えば−１％低減する。燃料制御部２７による燃料ガス流量の低減限界は合計で−２％とする。すなわち、受信部２２で受けた温度情報が７２０℃以下であれば、初期燃料ガス流量に対して例えば−１％ずつ低減する場合は、最高２回まで燃料ガス流量の低減を行い、燃料ガス入口側発電部１０８ａの温度を制御する。

７２０℃以下は、７４０℃以下および７５０℃以下の範囲に含まれる。よって、受信部２２で受けた温度情報が７２０℃以下であった場合、再循環制御部２５および水蒸気制御部２６による温度制御も同時に実施される。ただし、再循環制御部２５による再循環流量の低減は、低減限界内で行われる。水蒸気制御部２６による水蒸気流量の増加は、増加限界内で行われる。

燃料制御部２７によって燃料ガス流量を低減限界まで低減しても、受信部２２で受けた温度情報が７２０℃以下となるような場合、水素製造モードから発電モードに切換え、ワンパス利用率を上げるようバルブＶ_３、Ｖ₄の開度を調整する。

ＳＯＦＣカートリッジ２０３を用いた試験によれば、システム燃料利用率を例えば８２％から例えば７５％以下に下げる場合、上記温度制御部２４により発電部１０８の温度制御を行わないと、ワンパス燃料利用率は５１％から４１％に低下し、発電部１０８の温度が下がって発電出力を維持できなかった。一方、上記温度制御部２４により発電部１０８の温度制御を行い、ワンパス利用率を例えば４５％以上とすることによって、発電部１０８の温度および発電出力を維持できた。

図７では第１所定温度が第２所定温度よりも高いが、これらは逆であってもよい。すなわち、受信部２２で受けた温度情報が７５０℃以下であった場合に水蒸気制御部２６での制御が行われ、受信部２２で受けた温度情報が７４０℃以下であった場合に再循環制御部２５での制御が行われるようにしてもよい。ただし、水蒸気の生成にはエネルギーを要するため、再循環制御部２５での制御を優先させることで、効率よく発電部１０８の温度を制御できる。

図７では第１所定温度が第２所定温度よりも高いが、これらは逆であってもよい。すなわち、受信部２２で受けた温度情報が７５０℃以下であった場合に水蒸気制御部２６での制御が行われ、受信部２２で受けた温度情報が７４０℃以下であった場合に再循環制御部２５での制御が行われるようにしてもよい。

図８の（ａ）〜（ｅ）は、燃料電池−水素製造システムの水素製造モード時の運転条件を説明するグラフである。図８の（ａ）は、発電出力の推移を示すグラフである。同図において、縦軸は発電出力、横軸は水素製造流量を示す。図８の（ｂ）は、燃料ガス流量の推移を示すグラフである。同図において、縦軸は燃料ガス流量、横軸は水素製造流量を示す。図８の（ｃ）は、排燃料ガスの再循環流量の推移を示すグラフである。同図において、縦軸は再循環流量、横軸は水素製造流量を示す。図８の（ｄ）は、蒸気流量の推移を示すグラフである。同図において、縦軸は蒸気流量、横軸は水素製造流量を示す。図８の（ｅ）は、燃料ガス入口側発電部１０８ａに供給されるガスにおけるＳ／Ｃの推移を示すグラフである。同図において、縦軸はＳ／Ｃ、横軸は水素製造流量を示す。

図８の（ａ）〜（ｅ）で横軸の水素製造流量の紙面左端は、水素製造流量＝０を示しており、発電モードにある場合に相当する。水素製造モードへ切り替えて横軸の水素製造流量を増加させても、（ａ）の発電出力を低下させることがない。これには図８の（ｂ）の燃料ガス流量、（ｃ）の排燃料ガスの再循環流量、（ｄ）の水蒸気流量、および（ｅ）のＳ／Ｃを調整することで、セルスタック１０１の燃料ガス入口側温度が所定温度より低下してセルスタック１０１の温度分布が増加しないように制御することが可能となる。

図８の（ａ）〜（ｅ）における矢印（↓）は、バルブＶ_１及びバルブＶ_２が流量調整量弁の場合は、徐々に開度を上げていき所定の開度となったタイミングであり、バルブＶ_１及びバルブＶ_２が遮断弁の場合は、運転モード制御部２３がバルブＶ_２を開き、バルブＶ_１を閉じたタイミングである。排燃料ガス（ＦＧ３）の流路が切り替わると、排燃料中に水素、一酸化炭素、水蒸気が含まれ、一酸化炭素と水蒸気がシフト反応器１８で反応し、水素が製造される。よって、燃料ガス流量を増加させなくても、水素製造流量はある程度増加する。

更に水素製造流量を増やすためには、燃料ガス流量を増やしてワンパス燃料利用率を下げる。燃料ガス流量を増加させると、水素製造流量も増えるが、排燃料ガス中の炭化水素濃度が高くなり、燃料ガス入口側発電部１０８ａでの改質吸熱量が増え、燃料ガス入口側発電部１０８ａや発電部１０８の温度を低下させることになる。これらを防止するため、再循環流量を減らすとともに、水蒸気流量を増やす。燃料ガス流量を増加させると、Ｓ／Ｃが低下する。Ｓ／Ｃを下げすぎると発電部１０８で炭素が析出する恐れがある。またＳ／Ｃを下げると排燃料ガス中の炭化水素濃度が増加し、改質吸熱量が増え、発電部１０８での温度分布が大きくなる。そのためＳ／Ｃは下げ過ぎないように略一定とするとよい。

図８の（ｂ）〜（ｅ）のように燃料ガス流量、再循環流量、水蒸気流量を制御することで、図８の（ａ）のように発電出力を一定にしながら、水素を製造できる。

１ 複合発電システム
２ 燃料電池−水素製造システム
３ ガスタービンシステム
４ 排熱回収部
１１ａ 燃料ガス供給源
１１ｂ 燃料ガス供給経路
１２ 酸化性ガス供給経路
１３ 排燃料ガス経路
１４ 排酸化性ガス経路
１５ａ 再循環ブロワ
１５ｂ 再循環経路
１６ａ 水蒸気供給源
１６ｂ 水蒸気供給経路
１７ 制御装置
１８ シフト反応器
１９ 水分離器
２０ 水素精製装置
２１ 燃料電池自動車
２２ 受信部
２３ 運転モード制御部
２４ 温度制御部
２５ 再循環制御部
２６ 水蒸気制御部
２７ 燃料制御部
３１ 空気圧縮機
３２ 燃焼器
３３ マイクロガスタービン
３４ 再生熱交換器
３５ 発電機
１０１ セルスタック
１０３ 基体管
１０５ 燃料電池セル
１０７ インターコネクタ
１０８ 発電部
１０８ａ 燃料ガス入口側発電部
１０９ 燃料極
１１１ 固体電解質
１１３ 空気極
１１５ リード膜
２０１ ＳＯＦＣモジュール
２０３ ＳＯＦＣカートリッジ
２０５ 圧力容器
２０７ 燃料ガス供給管
２０７ａ 燃料ガス供給枝管
２０９ 燃料ガス排出管
２０９ａ 燃料ガス排出枝管
２１５ 発電室
２１７ 燃料ガス供給室
２１９ 燃料ガス排出室
２２５ａ 上部管板
２２５ｂ 下部管板
２２９ａ 上部ケーシング
２２９ｂ 下部ケーシング
２３１ａ 燃料ガス供給孔
２３１ｂ 燃料ガス排出孔

Claims (16)

1. 燃料ガスと酸化性ガスとの反応により発電するセルを有する発電部と、
   前記燃料ガスを前記発電部に供給する燃料ガス供給部と、
   前記発電部に前記酸化性ガスを供給する酸化性ガス供給部と、
   前記燃料ガス供給部に水蒸気を供給する水蒸気供給部と、
   前記発電部のうちで燃料ガス入口側に設置される燃料ガス入口側発電部の温度を計測する温度計測部と、
   前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する温度制御部と、
   水素製造の指令を受けて、前記燃料ガスの流量を増加させる運転モード制御部と、
   を備え、
   前記温度制御部が、前記温度計測部で計測した前記燃料ガス入口側発電部の温度に応じて排燃料ガスの再循環流量を制御する再循環制御部、および、前記温度計測部で計測した前記燃料ガス入口側発電部の温度に応じて前記水蒸気の流量を制御する水蒸気制御部の少なくとも一方を含み、
   前記温度制御部が前記再循環制御部を含む場合に、前記発電部から排出された前記排燃料ガスの少なくとも一部を前記燃料ガス供給部に再循環させる再循環部を備える燃料電池−水素製造システム。
2. 前記温度制御部が前記再循環制御部を含み、
   前記再循環制御部は、前記燃料ガス入口側発電部の温度が所定温度以下である場合に、前記排燃料ガスの再循環流量を設定流量分、低減させる機能を備えている請求項１に記載の燃料電池−水素製造システム。
3. 前記温度制御部が前記水蒸気制御部を含み、
   前記水蒸気制御部は、前記燃料ガス入口側発電部の温度が所定温度以下である場合に、前記水蒸気の流量を設定流量分、増加させる機能を備えている請求項１に記載の燃料電池−水素製造システム。
4. 前記温度制御部が前記再循環制御部および前記水蒸気制御部を含み、
   前記再循環制御部は、前記燃料ガス入口側発電部の温度が第１所定温度以下である場合に、前記排燃料ガスの再循環流量を設定流量分、低減させる機能を備え、
   前記水蒸気制御部は、前記燃料ガス入口側発電部の温度が第２所定温度以下である場合に、前記水蒸気の流量を設定流量分、増加させる機能を備え、
   前記第１所定温度は第２所定温度と異なる温度である請求項１に記載の燃料電池−水素製造システム。
5. 前記第１所定温度が、前記第２所定温度よりも高い温度である請求項４に記載の燃料電池−水素製造システム。
6. 前記温度制御部が、前記温度計測部で計測した前記燃料ガス入口側発電部の温度が第３所定温度以下である場合に、前記燃料ガスの流量の増加を停止するよう制御する燃料制御部を含み、前記第３所定温度は、前記第１所定温度および前記第２所定温度よりも低い温度である請求項４または請求項５に記載の燃料電池−水素製造システム。
7. 前記燃料制御部は、前記燃料ガス入口側発電部の温度が第４所定温度以下である場合に、前記燃料ガスの流量を設定流量分、低減させる機能を備え、前記第４所定温度が前記第３所定温度よりも低い温度である請求項６に記載の燃料電池−水素製造システム。
8. 警告を発する警告部を有し、
   前記燃料制御部が、前記燃料ガス入口側発電部の温度が前記第４所定温度以下である場合に警告を発し、前記燃料ガス入口側発電部の温度が前記第３所定温度を超えると該警告を解除するよう前記警告部を制御する機能を備えている請求項７に記載の燃料電池−水素製造システム。
9. 発電部に炭化水素と水蒸気とを供給して吸熱反応させ、水素と一酸化炭素を生成する工程と、
   前記発電部に該水素と該一酸化炭素を含む燃料ガスと酸化性ガスとを供給して発電させる工程と、
   前記発電部のうちで燃料ガス入口側に設置される燃料ガス入口側発電部の温度を計測する工程と、
   前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程と、
   水素製造の指令を受けて、前記燃料ガスの流量を増加させる工程と、
   を備え、
   前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程が、前記燃料ガス入口側発電部の計測温度に応じて排燃料ガスの再循環流量を制御する制御工程Ａ、および、前記燃料ガス入口側発電部の計測温度に応じて前記水蒸気の流量を制御する制御工程Ｂの少なくとも一方を含み、
   前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程が前記制御工程Ａを含む場合に、前記発電部から排出された前記排燃料ガスの少なくとも一部を前記発電部の上流側に再循環させる工程を備えている燃料電池−水素製造システムの運転方法。
10. 前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程が、前記制御工程Ａを含み、
    前記制御工程Ａでは、前記燃料ガス入口側発電部の温度が所定温度以下である場合に、前記排燃料ガスの再循環流量を設定流量分、低減させる請求項９に記載の燃料電池−水素製造システムの運転方法。
11. 前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程が、前記制御工程Ｂを含み、
    前記制御工程Ｂでは、前記燃料ガス入口側発電部の温度が所定温度以下である場合に、前記水蒸気の流量を設定流量分、増加させる請求項９に記載の燃料電池−水素製造システムの運転方法。
12. 前記燃料ガス入口側発電部の温度を制御する工程が、前記制御工程Ａおよび前記制御工程Ｂを含み、
    第１所定温度と、前記第１所定温度とは異なる温度である第２所定温度を設定し、
    前記制御工程Ａでは、前記燃料ガス入口側発電部の温度が前記第１所定温度以下である場合に、前記排燃料ガスの再循環流量を設定流量分、低減させ、
    前記制御工程Ｂでは、前記燃料ガス入口側発電部の温度が前記第２所定温度以下である場合に、前記水蒸気の流量を設定流量分、増加させる請求項９に記載の燃料電池−水素製造システムの運転方法。
13. 前記第１所定温度を、前記第２所定温度よりも高い温度とする請求項１２に記載の燃料電池−水素製造システムの運転方法。
14. 前記第１所定温度および前記第２所定温度よりも低い温度である第３所定温度を設定し、前記燃料ガス入口側発電部の計測温度が前記第３所定温度以下である場合に、前記燃料ガスの流量の増加を停止するよう制御する工程を含む請求項１２または請求項１３に記載の燃料電池−水素製造システムの運転方法。
15. 前記第３所定温度よりも低い温度である第４所定温度を設定し、前記燃料ガス入口側発電部の計測温度が第４所定温度以下である場合に、前記燃料ガス流量を設定流量分、低減させる請求項１４に記載の燃料電池−水素製造システムの運転方法。
16. 前記燃料ガス入口側発電部の計測温度が前記第４所定温度以下である場合に警告を発し、前記燃料ガス入口側発電部の温度が前記第３所定温度を超えると該警告を解除する請求項１５に記載の燃料電池−水素製造システムの運転方法。

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