JP2021134390A - 水蒸気電解システム - Google Patents

Abstract

【課題】固体酸化物形燃料電池または固体酸化物形水電解セルを備えるシステムを効率化する。【解決手段】水蒸気電解システムは、高温の水蒸気を電気分解する固体酸化物形水電解セルと、水を蒸発させて固体酸化物形水電解セルにより電気分解される水蒸気を生成する蒸発凝縮器と、固体酸化物形水電解セルの燃料側から排出される燃料側オフガスを昇圧する第１昇圧器と、蒸発凝縮器により生成された水蒸気と、第１昇圧器により昇圧された昇圧後の燃料側オフガスとが供給される燃料側熱交換器であって、供給された燃料側オフガスから水蒸気への熱交換を行い、昇温させた水蒸気を固体酸化物形水電解セルの燃料側に供給する燃料側熱交換器と、を備える。【選択図】図１

Description

本発明は、水蒸気電解システムに関する。

固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）を備えるシステムが知られている（例えば、特許文献１参照）。特許文献１に記載された固体酸化物形燃料電池システムは、固体酸化物形燃料電池の発電によって排出される排燃料と排空気とを混合して燃焼する燃焼器と、燃焼器内に配置されて水蒸気または温水を生成する蒸発器とを備えている。排燃料と排空気とによって生成される熱が水蒸気または温水の生成に利用されるため、システム効率が向上する。

特開２００３−１３２９２１号公報

しかしながら、特許文献１に記載されたシステムでは、固体酸化物形燃料電池の発電時における燃料側オフガスの水蒸気が利用されていない。また、燃焼器によって水を蒸発させるために熱量が必要になり、結果としてシステム効率の向上が小さい。また、水の凝縮温熱と、蒸発冷熱とがほぼ同じであるため、熱交換温度差が確保できず、燃料側オフガスの熱を利用できない。すなわち、固体酸化物形燃料電池を用いたシステムでは、効率化の余地がある。

本発明は、上述した課題の少なくとも一部を解決するためになされたものであり、固体酸化物形燃料電池または固体酸化物形水電解セルを備えるシステムの効率化を目的とする。

本発明は、上述の課題を少なくとも一部を解決するためになされたものであり、以下の形態として実現することが可能である。

（１）本発明の一形態によれば、水蒸気電解システムが提供される。この水蒸気電解システムは、高温の水蒸気を電気分解する固体酸化物形水電解セルと、水を蒸発させて固体酸化物形水電解セルにより電気分解される水蒸気を生成する蒸発凝縮器と、前記固体酸化物形水電解セルの燃料側から排出される燃料側オフガスを昇圧する第１昇圧器と、前記蒸発凝縮器により生成された水蒸気と、前記第１昇圧器により昇圧された昇圧後の燃料側オフガスとが供給される燃料側熱交換器であって、供給された燃料側オフガスから水蒸気への熱交換を行い、昇温させた水蒸気を前記固体酸化物形水電解セルの前記燃料側に供給する燃料側熱交換器と、を備える。

水蒸気電解システムは、燃料の水を蒸発させる熱エネルギー（蒸発潜熱）と、電解反応に必要な電気エネルギー（電力）とを投入エネルギーとし、生成される水素の化学エネルギー（標準生成エネルギー）を出力とする。高効率システム実現のためには、少ない投入エネルギーで多くの出力が得られることが好ましい。一方で、低い燃料利用率における電解作動では、電解用の水蒸気は、電解反応により燃料側で全て利用されずに、燃料側オフガス中に多く含まれている。燃料側オフガスに含まれる水蒸気に含まれる凝縮熱は、システムから排熱されるため、この凝縮熱が多いほど、システム効率が下がる。この構成によれば、電解作動中の燃料側オフガスは、第１昇圧器によって昇圧されることにより、温度が上昇する。燃料側熱交換器では、温度が上昇した昇圧後の燃料側オフガスから、蒸発凝縮器により生成された水蒸気へと、熱交換温度差が大きくなることにより熱が移動する。すなわち、本構成のシステムでは、第１昇圧器により燃料側オフガスを昇圧させることで、燃料側オフガスの温度と、熱交換する燃料の温度との温度差をより大きくできる。これにより、燃料側オフガスから燃料への熱移動が促進され、燃料側オフガスの熱回収が可能となる。また、燃料側オフガスの凝縮潜熱が、燃料の蒸発熱の一部として利用される。すなわち、燃料側オフガスの凝縮潜熱を系外に放出させなくて済むため、システムの水素製造効率を低下させずにシステムが向上する。

（２）上記形態の水蒸気電解システムにおいて、前記第１昇圧器は、前記燃料側熱交換器から排出される燃料側オフガスを、水蒸気が凝縮しない範囲で断熱圧縮してもよい。
この構成によれば、第１昇圧器では断熱圧縮によって燃料側オフガスが昇圧させられるため、昇圧時に必要なエネルギーが抑制されて、昇圧後の燃料側オフガスの温度が上昇する。また、昇圧後の燃料側オフガスが凝縮しない範囲の圧力および温度が選択されるため、燃料側オフガスの凝縮潜熱をより効率的に利用できる。

（３）上記形態の水蒸気電解システムにおいて、さらに、前記蒸発凝縮器内で昇圧後の燃料側オフガスと、水および水蒸気との少なくとも一方と熱交換を行う第１蓄熱材を備え、前記第１昇圧器は、前記水蒸気電解システムに対する要求負荷が低負荷の場合に、昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度が前記第１蓄熱材の融解温度よりも高くなるように、燃料オフガスを昇圧し、前記要求負荷が高負荷の場合に、昇圧後の燃料オフガスの凝縮温度が前記第１蓄熱材の凝固温度よりも低くなる範囲で、燃料オフガスを昇圧してもよい。
水蒸気電解システムでは、再生エネルギー等からの供給電力の変動に伴い、電解燃料である蒸気の増加および減少が求められる。すなわち、蒸発凝縮器は、要求負荷の変動に応じて生成する水蒸気の量を増減させる必要がある。本構成によれば、要求負荷が低負荷の場合、すなわち生成する蒸気量が少なくて済む場合には、昇圧後の燃料オフガスの凝縮温度は、第１蓄熱材の融解温度よりも高くなる。これにより、昇圧後の燃料オフガスから第１蓄熱材への熱交換による蓄熱が行われる。一方で、要求負荷が高負荷の場合、すなわち生成する蒸気量が多い場合には、昇圧後の燃料オフガスの凝縮温度は、第１蓄熱材の凝固温度よりも低くなる。これにより、第１蓄熱材から昇圧後の燃料オフガスへの熱交換による放熱が行われる。そのため、要求負荷が低負荷から高負荷に変化する場合、第１蓄熱材の放熱が原料の水蒸気の生成に用いられる。これにより、昇圧後の燃料オフガスを用いた熱交換による水蒸気の生成よりも、速い速度で水蒸気を生成できる。この結果、要求負荷の高負荷化に伴う蒸気量増加の応答時間が短縮される。一方で、要求負荷が高負荷から低負荷に変化する場合、第１蓄熱材が昇圧後の燃料側オフガスとの熱交換によって蓄熱することにより、原料の水蒸気の生成に利用される昇圧後の燃料側オフガスの熱が減少する。この結果、要求負荷の低負荷化に伴う蒸気量減少の応答時間が短縮される。すなわち、要求負荷に対する蒸気量変化の追従性が向上し、固体酸化物形水電解セルの温度の不安定化による電解性能の低下が抑制される。

（４）上記形態の水蒸気電解システムにおいて、さらに、水を蒸発させて前記固体酸化物形水電解セルにより電気分解される水蒸気を生成する蒸発器と、水を貯蔵する水タンクと、前記水タンクから、前記蒸発器と前記蒸発凝縮器とのそれぞれに水を供給する水分配器と、前記水分配器により前記蒸発器に供給された水を加熱する外部熱源と、を備え、前記第１蓄熱材は、蓄熱後に融解して放熱後に凝固する性質を有し、前記水分配器は、前記要求負荷が低負荷の場合に、前記蒸発凝縮器に供給する水の量を第１供給量とし、前記要求負荷が高負荷の場合に、前記蒸発凝縮器に供給する水の量を前記第１供給量よりも多い第２供給量とし、前記要求負荷が低負荷から高負荷に変化した場合に、前記第２供給量に加えて、一時的に増加させた水を供給し、前記要求負荷が高負荷から低負荷に変化した場合に、水の供給を一時的に停止してもよい。
この構成によれば、要求負荷が低負荷から高負荷に変化する場合に、高負荷時に必要となる燃料が一時的に水分配器によって過剰に供給される。さらに、目標圧力が低下することにより蒸発凝縮器に流入する昇圧後の燃料オフガスの温度が下がる。これにより、熱を蓄熱していた第１蓄熱材からの放熱が水蒸気の生成に利用されるため、生成される水蒸気の応答遅れを抑制できる。一方で、要求負荷が高負荷から低負荷に変化する場合に、水分配器から蒸発凝縮器への燃料の供給が一時的に停止される。さらに、目標圧力が上昇することにより蒸発凝縮器に流入する昇圧後の燃料オフガスの温度が上がる。これにより、一時的に、蒸発凝縮器における水蒸気の生成を停止し、かつ、燃料オフガスの熱を第１蓄熱材に蓄熱できる。そのため、要求変化による水蒸気の生成低減要求への追従性が向上する。

（５）前記固体酸化物形水電解セルが燃料電池としても機能する上記記載の水蒸気電解システムであって、さらに、前記蒸発凝縮器内で昇圧後の燃料側オフガスと、水および水蒸気との少なくとも一方と熱交換を行う第２蓄熱材と、前記第２蓄熱材の圧力を調整する圧力調整部と、を備え、前記第１昇圧器は、前記固体酸化物形水電解セルが燃料電池として機能している場合に、昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度が前記第２蓄熱材の蓄熱温度よりも高くなるように、燃料オフガスを昇圧し、前記固体酸化物形水電解セルが水蒸気電解として機能している場合に、昇圧後の燃料オフガスの蒸発温度が前記第２蓄熱材の放熱温度よりも低くなる範囲で、燃料オフガスを昇圧し、前記圧力調整部は、前記蓄熱温度が前記放熱温度よりも高くなるように、前記固体酸化物形水電解セルが燃料電池として機能している状態から水蒸気電解として機能する状態に変化した場合の前記第２蓄熱材の圧力を、前記固体酸化物形水電解セルが水蒸気電解として機能している状態から燃料電池として機能する状態に変化した場合の前記第２蓄熱材の圧力をよりも低くてもよい。
この構成によれば、固体酸化物形水電解セルが燃料電池として機能しているＳＯＦＣモードと、水蒸気電解として機能しているＳＯＥＣモードとにおいて、蒸発凝縮器に供給される昇圧後の燃料側オフガスの圧力と、圧力調整部によって調整される第２蓄熱材の圧力とが異なる。第１昇圧器による燃料側オフガスの圧力制御と、圧力調整部による第２蓄熱材の圧力制御とによって、ＳＯＥＣモードからＳＯＦＣモードへと変化した場合に、昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度は、第２蓄熱材が蓄熱する蓄熱温度よりも高くなる。そのため、第２蓄熱材は、昇圧後の燃料側オフガスからの熱交換により蓄熱する。一方で、ＳＯＦＣモードからＳＯＥＣモードへと変化した場合に、昇圧後の燃料側オフガスの蒸発温度は、第２蓄熱材が放熱する放熱温度よりも低くなる。そのため、第２蓄熱材は、昇圧後の燃料側オフガスからの熱交換により放熱する。ＳＯＦＣモードで第２蓄熱材が蓄熱した熱が、ＳＯＥＣモードでの水蒸気の生成に用いられることにより、ＳＯＥＣモードでの蒸発凝縮器への温熱熱原料を抑制できる。

（６）上記形態の水蒸気電解システムにおいて、水を貯蔵する蓄熱用水タンクと、前記蓄熱用水タンクから水が供給され、前記固体酸化物形水電解セルの空気側から排出される空気側オフガスが供給される蓄熱用蒸発器であって、供給された空気側オフガスから水への熱交換を行い、熱交換後の水蒸気を前記第２蓄熱材に供給する蓄熱用蒸発器と、水蒸気を水へと凝縮して、凝縮後の水を前記蓄熱用水タンクに供給する蓄熱用凝縮器と、を備え、前記第２蓄熱材は、前記固体酸化物形水電解セルが燃料電池として機能している状態から水蒸気電解として機能する状態に変化した場合に、前記蓄熱用蒸発器から供給された水蒸気と水和反応して発熱し、前記固体酸化物形水電解セルが水蒸気電解として機能している状態から燃料電池として機能する状態に変化した場合に、水和した水および水蒸気を脱水し、前記蓄熱用蒸発器には、蓄熱時に前記第２蓄熱材から脱水された水および水蒸気が供給されてもよい。
この構成によれば、第２蓄熱材は、発熱を伴う水和反応と、吸熱を伴う脱水反応を生じさせる蓄熱材である。そのため、ＳＯＥＣモードの場合に、第２蓄熱材の水和反応による発熱が水蒸気の生成に利用される。一方で、ＳＯＦＣモードの場合に、第２蓄熱材の脱水反応による吸熱が第２蓄熱材の蓄熱に利用される。これにより、第２蓄熱材の放熱時と蓄熱時との熱量の差が大きくなり、ＳＯＥＣモードでの蒸発凝縮器への温熱熱原料をより抑制できる。

（７）上記形態の水蒸気電解システムにおいて、さらに、前記蒸発凝縮器から排出された燃料側オフガスに含まれる水と水素とを分離する気液分離器と、水素を昇圧する第２昇圧器と、前記第２昇圧器により昇圧された水素を貯蔵する水素タンクと、前記固体酸化物形水電解セルに供給する水素を制御する制御部と、を備え、前記制御部は、前記固体酸化物形水電解セルが燃料電池として機能している場合に、前記気液分離器により分離された水素と、前記水素タンク内の水素と、を前記固体酸化物形水電解セルの前記燃料側に供給させ、前記固体酸化物形水電解セルが水蒸気電解として機能している場合に、前記気液分離器により分離された水素を、前記第２昇圧器へと供給させてもよい。
ＳＯＦＣモードでは、高い発電効率を確保するために高い燃料利用率が求められる。ＳＯＦＣモードにおける燃料側出口の電極は、高濃度水蒸気の雰囲気下に存在するため、高い酸素雰囲気にさらされる。例えば、Ｎｉ（ニッケル）電極の場合だと、電極の表面がＮｉＯ（一酸化ニッケル）に変化するおそれがある。さらに、ＳＯＦＣモードおよびＳＯＥＣモードとして機能するリバーシブルＳＯＦＣ／ＳＯＥＣ作動により、燃料側の電極における出入口は、強い酸化／還元雰囲気に曝される。そのため、燃料側の電極では、電気化学特性および機械的強度が低下し、長期信頼性が低下するおそれがある。この構成では、ＳＯＦＣモードでは、燃料側オフガスに含まれる水素が、第１昇圧器によって昇圧された後に、水素タンクに貯蔵されずに、再び燃料として固体酸化物形水電解セルに供給される。これによりＳＯＦＣモードでの燃料利用率を低く運転しても、利用されなかった水素をシステム内で再利用することでシステムの燃料率を高く維持することができる。この結果、高濃度または低濃度の水蒸気濃度に起因する、酸化還元雰囲気下の燃料側の電極の電気化学的性能および機械強度的性能の低下が抑制される。よって、リバーシブル作動における本構成のシステム効率が向上し、低燃料利用率運転による長期信頼性が確保される。

なお、本発明は、種々の態様で実現することが可能であり、例えば、水蒸気電解装置、水蒸気電解システム、燃料電池、燃料電池システム、リバーシブルＳＯＦＣ／ＳＯＥＣ、水素製造装置、水素製造システム、水蒸気電解方法、水素製造方法、これら装置及びシステムの制御方法、これら装置や方法を実行するためのコンピュータプログラム、このコンピュータプログラムを配布するためのサーバ装置、コンピュータプログラムを記憶した一時的でない記憶媒体等の形態で実現することができる。

本発明の一実施形態としての水電解システムのブロック図である。 昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度についての説明図である。 加熱される水の蒸発熱伝達率と、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率との距離に対する変化の説明図である。 隔壁面通過熱流束の距離に対する変化の説明図である。 凝縮温度，隔壁温度，および蒸発温度の距離に対する変化の説明図である。 第２実施形態のＳＯＥＣシステムのブロック図である。 第２実施形態の蒸発凝縮器の説明図である。 第２実施形態の蒸発凝縮器の説明図である。 第２実施形態の蒸発凝縮器の説明図である。 第１蓄熱材の性質についての説明図である。 ＳＯＥＣシステムに対する負荷変動の説明図である。 要求負荷が低負荷から高負荷へと変化した場合の加熱される水の蒸発熱伝達率と、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率との距離に対する変化の説明図である。 要求負荷が低負荷から高負荷へと変化した場合の隔壁面通過熱流束の距離に対する変化の説明図である。 要求負荷が低負荷から高負荷へと変化した場合の凝縮温度の距離に対する変化の説明図である。 要求負荷が高負荷から低負荷へと変化した場合の加熱される水の蒸発熱伝達率と、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率との距離に対する変化の説明図である。 要求負荷が高負荷から低負荷へと変化した場合の隔壁面通過熱流束の距離に対する変化の説明図である。 要求負荷が高負荷から低負荷へと変化した場合の凝縮温度，隔壁温度，および蒸発温度の距離に対する変化の説明図である。 第２実施形態のＳＯＥＣシステムの制御方法のフローチャートである。 第３実施形態のＳＯＥＣシステムのブロック図である。 第３実施形態の蒸発凝縮器の説明図である。 第３実施形態の蒸発凝縮器の説明図である。 第３実施形態の蒸発凝縮器の説明図である。 第２蓄熱材としてのＣａＢｒ₂／Ｈ₂Ｏ系蓄熱材の性質についての説明図である。 ＳＯＥＣ放熱モードにおけるＳＯＥＣシステムのブロック図である。 ＳＯＥＣ放熱モードにおける加熱される水の蒸発熱伝達率と、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率との距離に対する変化の説明図である。 ＳＯＥＣ放熱モードにおける隔壁面通過熱流束の距離に対する変化の説明図である。 ＳＯＥＣ放熱モードにおける凝縮温度，隔壁温度，および蒸発温度の距離に対する変化の説明図である。 ＳＯＦＣ蓄熱モードにおけるＳＯＥＣシステムのブロック図である。 ＳＯＦＣ蓄熱モードにおける加熱される水の蒸発熱伝達率と、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率との距離に対する変化の説明図である。 ＳＯＦＣ蓄熱モードにおける隔壁面通過熱流束の距離に対する変化の説明図である。 ＳＯＦＣ放熱モードにおける凝縮温度の距離に対する変化の説明図である。 第３実施形態のＳＯＥＣシステムの制御方法のフローチャートである。 第４実施形態のＳＯＥＣシステムのブロック図である。 第４実施形態のＳＯＥＣシステムが燃料電池システムとして機能している場合のブロック図である。 第４実施形態のＳＯＥＣシステムが水電解として機能している場合のブロック図である。

＜第１実施形態＞
図１は、本発明の一実施形態としての水電解システム５００のブロック図である。水電解システム５００は、固体酸化物形水電解セル（ＳＯＥＣ：Solid Xxide Electrolyser Cell）１０を用いて、燃料である水蒸気から水素を生成するシステムである。水電解システム（ＳＯＥＣシステム）５００は、水素を含む燃料側オフガスを凝縮分離することにより、生成された高純度の水素ガスを高圧の水素貯蔵タンク１４０に化学エネルギーとして貯蔵できる。

図１に示されるように、ＳＯＥＣシステム５００は、高温の水蒸気を電気分解して水素を生成するＳＯＥＣ１０と、ＳＯＥＣ１０の空気側１１から排出される空気側オフガスの熱を熱交換するための酸素側熱交換器２０と、ＳＯＥＣ１０の燃料側１２から排出される燃料側オフガスの熱を熱交換するための燃料側熱交換器３０と、燃料側熱交換器３０の排気側３２を介してＳＯＥＣ１０の燃料側１２から排出される燃料側オフガスを昇圧する第１昇圧器４０と、燃料としての水蒸気の元となる水を貯蔵する水貯蔵タンク（水タンク）５０と、水を蒸発させてＳＯＥＣ１０により電気分解される水蒸気を生成する蒸発器６０と、蒸発器６０内の水を加熱して水蒸気を生成する外部熱源７０と、水を蒸発させて前ＳＯＥＣ１０により電気分解される水蒸気を生成する蒸発凝縮器８０と、水貯蔵タンク５０から蒸発器６０と蒸発凝縮器８０とのそれぞれに水を供給する水分配器９０と、蒸発器６０および蒸発凝縮器８０から供給された水蒸気を酸素側熱交換器２０と燃料側熱交換器３０とのそれぞれに分配して供給する流量分配器１００と、蒸発凝縮器８０の凝縮側８２から排出された燃料側オフガスを放熱する放熱器１１０と、放熱器１１０を介して蒸発凝縮器８０から排出された燃料側オフガスに含まれる水と水素とを分離する気液分離器１２０と、気液分離器１２０により分離された水素を昇圧する第２昇圧器１３０と、第２昇圧器１３０により昇圧された水素を貯蔵する水素貯蔵タンク（水素タンク）１４０と、第１昇圧器４０や水分配器９０などの各構成を制御する制御部１５０と、を備えている。

制御部１５０以外の各部は、図１中に実線で示される配管で接続されている。各配管中には、各種気体および液体が流れる。また、図１には示されていないが、ＳＯＥＣ１０，酸素側熱交換器２０，燃料側熱交換器３０、蒸発器６０，および蒸発凝縮器８０の入口には、配管中の流量を検出するマスフローセンサが配置されている。また、ＳＯＥＣ１０，酸素側熱交換器２０，燃料側熱交換器３０、蒸発器６０，および蒸発凝縮器８０の出入口には、温度を検出する温度センサが配置されている。さらに、ＳＯＥＣ１０の入口には、配管中の圧力を検出する圧力センサが配置されている。制御部１５０は、各センサの検出値を取得し、各部を制御する。

ＳＯＥＣシステム５００が水蒸気電解（なお、以降で単に「水電解」とも言う）を行う際に、制御部１５０の制御によって、水分配器９０は、水貯蔵タンク５０から、蒸発器６０と蒸発凝縮器８０の蒸発側８１とのそれぞれに水を分配する。水貯蔵タンク５０は、大気圧下で常温の水を貯蔵している。制御部１５０は、２台の液マスフローコントローラーを用いて、蒸発器６０と蒸発凝縮器８０とへの液供給量が要求された分配比と全液流量とになるように制御する。本実施形態では、水分配器９０は、蒸発器６０に供給する水の量と、蒸発凝縮器８０に供給する水の量とを、約９：１の比としている。

蒸発器６０に供給された水は、外部熱源７０によって加熱されて水蒸気に変化する。外部熱源７０は、およそ摂氏１５０度（℃）の熱媒としてＡｉｒ（空気）を蒸発器６０に供給する。Ａｉｒ（空気）との熱交換によって、蒸発器６０からはおよそ１５０℃まで加熱された水蒸気が、流量分配器１００に供給される。

蒸発凝縮器８０の蒸発側８１に供給された入口温度Ｔｉｎ８１の水は、第１昇圧器４０により昇圧された昇圧後の燃料側オフガスから熱が供給されることにより、加熱されて出口温度Ｔｏｕｔ８１の水蒸気に変化する。第１昇圧器４０の機能の詳細については後述するが、蒸発凝縮器８０には、昇圧後の燃料側オフガスとして、約０．９２ＭＰａ，３００℃（入口温度Ｔｉｎ８２）以上の燃料側オフガスが供給される。昇圧後の燃料側オフガスとの熱交換によって、蒸発凝縮器８０からは２００℃（出口温度Ｔｏｕｔ８１）近くまで加熱された水蒸気が、流量分配器１００に供給される。

流量分配器１００は、マスフローコントローラーである。流量分配器１００は、制御部１５０の制御によって、酸素側熱交換器２０の燃料側２１と、燃料側熱交換器３０の燃料側３１とのそれぞれに、水蒸気を供給させる。流量分配器１００は、分岐後の酸素側熱交換器２０側の配管に、マスフローセンサと流量制御バルブとを備えている。マスフローセンサの検出流量に応じて流量制御バルブが制御されることにより、酸素側熱交換器２０および燃料側熱交換器３０に所定の流量が供給される。本実施形態では、酸素側熱交換器２０および燃料側熱交換器３０に供給される水蒸気の温度は、約１４５℃である。酸素側熱交換器２０の燃料側２１に供給される水蒸気の流量は、ＳＯＥＣ１０から排気側２２に供給される空気側オフガスのおよそ半分である。燃料側熱交換器３０の燃料側３１に供給される水蒸気の流量は、酸素側熱交換器２０の燃料側２１に供給される水蒸気のおよそ４．５倍である。すなわち、本実施形態では、酸素側熱交換器２０の燃料側２１に供給する水蒸気の量と、燃料側熱交換器３０の燃料側３１に供給する水蒸気の量との比を、約１：４．５とされている。

ＳＯＥＣ１０は、外部から電力が加えられることにより、酸素側熱交換器２０および燃料側熱交換器３０から混合されて供給される高温の水蒸気を電気分解する。本実施形態では、ＳＯＥＣ１０の燃料側１２の電極として、Ｎｉ−ＹＳＺが用いられ、空気側１１の電極として、ペロブスカイト型酸化物（例えば、（Ｌａ，Ｓｒ）ＣｏＯ₃、（Ｌａ，Ｓｒ）（Ｃｏ，Ｆｅ）Ｏ₃、ＬａＳｒＭｎＯ₃など）が用いられる。また、燃料側１２と空気側１１とを隔てている電解質としては、ＹＳＺ（イットリア安定化ジルコニア）が用いられている。なお、他の実施形態では、電極および電解質に、周知の材料が用いられてもよい。本実施形態のＳＯＥＣ１０は、圧力０．１ＭＰａ，温度約摂氏６５０度（℃）の雰囲気下で水電解を行う。

ＳＯＥＣ１０の空気側１１から排出される、酸素を含む空気側オフガスは、酸素側熱交換器２０の排気側２２に供給される。本実施形態の酸素側熱交換器２０では、燃料側２１に流量分配器１００から供給された水蒸気は、５００℃以上まで加熱される。一方で、排気側２２に供給された空気側オフガスは、３６０℃程度まで冷却された後、酸素として貯蔵される。

ＳＯＥＣ１０の燃料側１２から排出される、水素を含む燃料側オフガスは、燃料側熱交換器３０の排気側３２に供給される。燃料側熱交換器３０は、蒸発凝縮器８０により生成された水蒸気と、第１昇圧器４０により昇圧された昇圧後の燃料側オフガスとが供給される。燃料側熱交換器３０は、供給された燃料側オフガスから水蒸気への熱交換を行い、昇温させた水蒸気をＳＯＥＣ１０の燃料側１２に供給する。本実施形態の燃料側熱交換器３０では、燃料側３１に供給された水蒸気は、６００℃以上まで加熱される。一方で、排気側３２に供給された空気側オフガスは、２５０℃程度まで冷却される。

第１昇圧器４０は、燃料側熱交換器３０の排気側３２から供給された燃料側オフガスを断熱圧縮するコンプレッサーである。制御部１５０の制御により、第１昇圧器４０は、燃料側オフガスに含まれる水蒸気が凝縮しない範囲で、燃料側オフガスを断熱圧縮する。断熱圧縮された昇圧後の燃料側オフガスは、燃料側熱交換器３０の凝縮側８２の入口温度Ｔｉｎ８２まで加熱されて、凝縮側８２に供給される。なお、本明細書でいう「断熱圧縮」とは、圧縮前後で温度変化を伴わない「等温圧縮」と異なり、燃料側オフガスの温度を上昇させるように昇圧する圧縮を意味する。そのため、外部との熱のやり取りが多少含む圧縮も「断熱圧縮」としてみなす。

図２は、昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度についての説明図である。図２には、圧力変化（ＭＰａ）に対して変化する水の飽和温度（℃）の曲線Ｃ１が示されている。また、図２には、大気圧（約０．１ＭＰａ）下で蒸発する蒸発凝縮器８０の蒸発側８１の蒸発温度（１００℃）が破線の直線Ｌ１で示されている。図２には、昇圧後の燃料側オフガスが０．９２ＭＰａまで加圧された場合に、燃料側オフガスに含まれる水蒸気が凝縮する凝縮温度（１７５℃）が一点鎖線の直線Ｌ２で示されている。すなわち、第１昇圧器４０は、０．９２ＭＰａまで圧縮した燃料側オフガスの温度が１７５℃以上になるように断熱圧縮する。第１昇圧器４０に供給された２５０℃前後の燃料側オフガスは、第１昇圧器４０によって、０．９２ＭＰａ，３１０℃以上まで断熱圧縮される。

図３は、加熱される水の蒸発熱伝達率α_eと、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率α_cとの距離に対する変化の説明図である。図３の横軸は、蒸発凝縮器８０の凝縮側８２の入口側を基点とした場合の、入口からの距離（Distance）を、最も離れた出口までの位置までの長さ(Length)で除した無次元数である。そのため、横軸のゼロは、凝縮側８２の入口位置を表し、横軸の１は、凝縮側８２の出口を表す。逆に言うと、横軸のゼロは、蒸発側８１の出口を表し、横軸の１は、蒸発側８１の入口を表している。蒸発熱伝達率α_eは、液相熱伝達率α_L0との比をＢｏ（ボイリング数）およびＣｏ（コンベクション数）で整理した下記関係式（１）から導出された値である。

Δｈ_v（ｋＪ／ｋｇ）：蒸発潜熱
Ｇ（ｋｇ／ｍ２・ｓ）：質量速度
χ：クオリティ（蒸気量／全量）
ρ（ｋｇ／ｍ３）：密度
Ｃ_i：実験定数

なお、関係式（１）における添え字の「ｇ」は気体（gas）を表し、「ｌ」は液体（liquid）を表す。凝縮熱伝達率α_cは、下記式（２）のように表される。

Ｊ_i：実験定数
Ｒ（ｋｇ／ｋｇ）：水蒸気／不凝縮性ガスの質量流量比

図３に示されるように、蒸発熱伝達率α_eは、凝縮側８２の入口から離れるにつれて上昇する。一方で、凝縮熱伝達率α_cは、入口から離れるにつれて減少する。

図４は、隔壁面通過熱流束ｑ_fの距離に対する変化の説明図である。図４の横軸は、図３の横軸と同じである。そのため、図４には、凝縮側８２の入口からの距離に対する隔壁面熱流束ｑ_fの変化が示されている。熱流束ｑ_fは、下記式（３）のように表される。図４に示されるように、隔壁面通過熱流束ｑ_fは、入口から離れるにつれて減少する。

ｑ_f（Ｗ／ｍ２）：隔壁面通過熱流束
δ_w（ｍ）：熱交換隔壁厚み
λ_w（Ｗ／ｍ・Ｋ）：隔壁熱伝導率
ΔＴ_e（Ｋ）：蒸発流路の飽和温度と壁面温度との差
ΔＴ_c（Ｋ）：凝縮流路の飽和温度と壁面温度との差
ΔＴ_w（Ｋ）：隔壁厚み方向の温度差

関係式（１）に示されるように、流動を伴う蒸発熱伝達率α_eは、沸騰現象（Ｂｏにより整理）と、強制対流（Ｃｏにより整理）とに大きく影響される。沸騰現象は、蒸発側８１の入口（図３におけるＤｉｓｔａｎｃｅ＝１）近傍で高くなる。この理由は、蒸発側８１の入口近傍における水の流動様式が核沸騰であり、かつ、伝熱面の過熱度と熱流束とはほぼ線形的に比例する領域であるため、隔壁面通過熱流束ｑ_fを無次元化したＢｏで整理される。一方、蒸発側８１における水の蒸発の進行に伴い、クオリティχは増大する。クオリティχの増大に伴い、流動様式は、核沸騰流、プラグ流、スラグ流、環状流、ミスト流（χ＝１）の順に変化し、蒸発側８１における熱移動は、核沸騰支配から液膜蒸発支配へと変化する。このため、流動を伴う蒸発熱伝達率α_eは、Ｂｏに加えてクオリティχと密度比（ρ_g／ρ_l）を無次元数とするＣｏをパラメータとして複合化した熱伝導率整理式として、蒸発熱伝達率α_eおよび凝縮熱伝達率α_cは、上記関係式（１），（２）のように表される。

図５は、凝縮温度Ｔ_c，隔壁温度Ｔ_w，および蒸発温度Ｔ_eの距離に対する変化の説明図である。図５の横軸は、図３および図４の横軸と同じである。また、図５には、凝縮側８２の入口温度Ｔｉｎ８２および出口温度Ｔｏｕｔ８２と、蒸発側８１の入口温度Ｔｉｎ８１および出口温度Ｔｏｕｔ８１とが示されている。凝縮温度Ｔ_c，隔壁温度Ｔ_w，および蒸発温度Ｔ_eは、下記関係式（４）〜（６）のように表される。図５に示されるように、凝縮側８２の入口から離れるほど、凝縮温度Ｔ_cおよび隔壁温度Ｔ_wは、低下する。隔壁温度Ｔ_wと蒸発温度Ｔ_eとに温度差が生じるため、凝縮側８２から蒸発側８１への熱交換が発生する。この熱交換により、蒸発側８１で原料が水蒸気に変化する。

Ｔ_e（＝１００（℃））：蒸発流路飽和温度

蒸発凝縮器８０で熱交換後の燃料側オフガスは、放熱器１１０へと排出される。本実施形態の制御部１５０は、蒸発凝縮器８０の凝縮側８２へと供給させる昇圧後の燃料側オフガスの温度および流量に応じて、水分配器９０から蒸発凝縮器８０へと供給される水の量を決定する。放熱器１１０は、蒸発凝縮器８０の凝縮側８２から排出された燃料オフガスを常温まで冷却し、冷却後の燃料オフガスを気液分離器１２０へと排出する。

気液分離器１２０は、冷却後の燃料オフガスから分離した水を水貯蔵タンク５０へと排出する。また、気液分離器１２０は、燃料側オフガスから分離した水素を第２昇圧器１３０へと排出する。第２昇圧器１３０は、コンプレッサーである。本実施形態の第２昇圧器１３０は、供給された水素を２０ＭＰａまで加圧して、水素貯蔵タンク１４０へと送り出す。水素貯蔵タンク１４０は、２０ＭＰａまで加圧された水素を貯蔵する。

以上説明したように、本実施形態のＳＯＥＣシステム５００では、第１昇圧器４０がＳＯＥＣ１０の燃料側から排出される燃料側オフガスを昇圧して、昇圧後の燃料側オフガスを燃料側熱交換器３０へと供給する。燃料側熱交換器３０では、昇圧後の燃料側オフガスから、蒸発凝縮器８０により生成された水蒸気へと熱が交換される。この熱交換によって昇温した水蒸気がＳＯＥＣ１０の燃料側１２へと供給される。そのため、本実施形態のＳＯＥＣシステム５００では、ＳＯＥＣ１０から排出される燃料側オフガスは、第１昇圧器４０によって昇圧されることにより、温度が上昇する。第１昇圧器４０による燃料側オフガスの昇圧により、燃料側熱交換器３０において、図３に示されるように、燃料側オフガスの入口温度Ｔｉｎ８２と、燃料である水蒸気の出口温度Ｔｏｕｔ８１との温度差をより大きくできる。この結果、燃料側オフガスから水蒸気への熱交換が促進され、燃料側熱交換器３０内での燃料側オフガスの熱回収が可能となる。そのため、ＳＯＥＣシステム５００の水素製造効率を低下させずにシステム効率が向上する。

また、本実施形態の第１昇圧器４０は、ＳＯＥＣ１０から排出される燃料側オフガスを、水蒸気が凝縮しない範囲で断熱圧縮する。すなわち、第１昇圧器４０は、燃料側オフガスに含まれる水蒸気を凝縮させない範囲で、燃料側オフガスを加熱する。これにより、燃料側オフガスの凝縮潜熱が、燃料の蒸発熱の一部として利用される。すなわち、第１昇圧器４０を備えない従来のシステムでは、系外へと放出していた燃料側オフガスの凝縮潜熱を、本実施形態のＳＯＥＣシステム５００では系外に放出させなくて済む。

＜第２実施形態＞
図６は、第２実施形態のＳＯＥＣシステム５００ａのブロック図である。第２実施形態のＳＯＥＣシステム５００ａでは、第１実施形態のＳＯＥＣシステム５００と比較して、蒸発凝縮器８０ａが第１蓄熱材８３を備えること、および、ＳＯＥＣシステム５００ａに対する負荷の変動に応じて制御部１５０ａが行う制御が異なる。そのため、第２実施形態では、第１実施形態と異なる点について説明し、第１実施形態と同じ構成等についての説明を省略する。

図７ないし図９は、第２実施形態の蒸発凝縮器８０ａの説明図である。図７には、蒸発凝縮器８０ａの概略斜視図が示されている。図７に示されるように、蒸発凝縮器８０ａは、直方体形状の中に、原料としての水および水蒸気が流れる原料配管８１Ｐと、昇圧後の燃料側オフガスが流れるオフガス配管８２Ｐとを備えている。オフガス配管８２Ｐは、原料配管８１Ｐを挟むように一対の配管から構成されている。

図８には、燃料側オフガスの流れ方向に沿った蒸発凝縮器８０ａの断面の概略図が示されている。図９には、燃料側オフガスの流れ方向に直交する蒸発凝縮器８０ａの断面の概略図が示されている。図８および図９に示されるように、蒸発凝縮器８０ａの内部には、第１蓄熱材８３が封止された蓄熱材空間８３Ｐが形成されている、第１蓄熱材８３は、一対のオフガス配管８２Ｐを挟み込むような一対の蓄熱材空間８３Ｐから構成されている。そのため、第１蓄熱材８３は、蒸発凝縮器８０ａ内でオフガス配管８２Ｐを通る昇圧後の燃料側オフガスと、原料配管８１Ｐを通過する水および水蒸気の少なくとも一方との熱交換が可能である。図９に示されるように、原料配管８１Ｐ，オフガス配管８２Ｐ，および蓄熱材空間８３Ｐのいずれも、熱交換性を高めるための複数の伝熱フィンＦＮが形成されている。第２実施形態の第１蓄熱材８３は、マンニトール（mannitol，Ｃ₆Ｈ₁₄Ｏ₆）である。

図１０は、第１蓄熱材８３の性質についての説明図である。図１０には、大気圧における第１蓄熱材８３として使用されるマンニトールの温度変化に対する熱容量Ｃｍが示されている。図１０に示されるように、マンニトールについて、融点は１６７℃であり、融解温度は１７７℃であり、凝固温度は１５７℃である。そのため、マンニトールの固体から液体への変化は、１５７℃〜１７７℃の間で生じる。第２実施形態の制御部１５０ａは、１５７℃〜１７７℃の間で状態が変化するマンニトールの性質を利用して、ＳＯＥＣシステム５００ａに対する負荷変動に応じた第１蓄熱材８３の蓄熱と放熱とを行う。

図１１は、ＳＯＥＣシステム５００ａに対する負荷変動の説明図である。図１１には、時間と共に変動して要求される燃料の負荷変動Ｌ３が実線で示されている。一方で、時間と共に変化する負荷変動Ｌ３に対して、実際のＳＯＥＣシステム５００ａで遅れて生成される燃料変動Ｃ３が破線で示されている。図１１に示されるように、要求負荷が低負荷から高負荷に変化すると、蒸気供給遅れによって領域Ｄ１で示される蒸気量が不足する。一方で、要求負荷が高負荷から低負荷に変化すると、蒸気供給遅れによって領域Ｄ２で示される蒸気量が過剰になる。

第２実施形態の制御部１５０ａは、要求負荷が低負荷（高負荷の５０％の負荷）の場合、第１昇圧器４０ａを制御して、燃料側熱交換器３０の排気側３２から排出される燃料側オフガスの昇圧後の目標圧力を、約４．６３ＭＰａとする。昇圧後の燃料側オフガスの温度は、大気圧（約０．１ＭＰａ）から約４．６３ＭＰａまでの断熱圧縮により、２５０℃前後から約３６５℃（入口温度Ｔｉｎ８２）にまで上昇する。昇圧後の燃料側オフガスが第１蓄熱材８３の凝縮側８２ａに流入すると、熱交換によって蒸発側８１を流れる燃料と、第１蓄熱材８３とが加熱されている。

第２実施形態の昇圧後の燃料側オフガスは、凝縮側８２ａから排出されるまでに、熱交換によって約１５０℃（出口温度Ｔｏｕｔ８２）前後まで冷却される。一方で、蒸発側８１を流れる燃料は、加熱されて、約２４０℃前後（Ｔｏｕｔ８１）の水蒸気として蒸発凝縮器８０ａから排出される。また、第１蓄熱材８３は、約１７０℃前後まで加熱されて、融解して液体の状態である。なお、要求負荷が低負荷の場合に、制御部１５０ａは、水分配器９０から蒸発凝縮器８０ａへと供給される水の量と、水分配器９０から蒸発器６０へと供給される水の量との比を、およそ１：９としている。また、制御部１５０ａは、蒸発凝縮器８０ａの凝縮側８２ａに供給される流量を、蒸発側８１に供給される流量の約１０倍としている。なお、この場合に蒸発凝縮器８０ａに供給される水の量は、第１供給量に相当する。

要求負荷が低負荷から高負荷へと変化する場合、制御部１５０ａは、第１昇圧器４０ａの目標圧力を約０．５７ＭＰａとする。大気圧（約０．１ＭＰａ）から約０．５７ＭＰａまでの断熱圧縮により、昇圧後の燃料側オフガスの温度は、２５０℃前後から約３００℃（Ｔｉｎ８２）にまで上昇する。制御部１５０ａは、第１昇圧器４０ａの目標圧力の変更に加え、水分配器９０から蒸発器６０および蒸発凝縮器８０ａへと供給する水の量を増加させる。具体的には、要求負荷が高負荷の場合には、要求負荷が低負荷の場合と比較して、水分配器９０から蒸発器６０および蒸発凝縮器８０ａへの水の供給量は、約２倍になる。すなわち、水分配器９０は、要求負荷が高負荷の場合に、蒸発凝縮器８０ａに供給する水の量を、要求負荷が低負荷の場合の水の量よりも多い量とする。要求負荷が高負荷の場合の水の量は、第２供給量に相当する。

水分配器９０は、要求負荷が低負荷から高負荷へと変化してから所定の時間（例えば、６０ｓ（秒））では、蒸発凝縮器８０ａへの水の供給量を、要求負荷が高負荷の場合よりもさらに増やす。第２実施形態の水分配器９０は、一時的に増やした水の供給量を、要求負荷が高負荷の場合の供給量の約３．７倍とする。すなわち、水分配器９０は、要求負荷が低負荷から高負荷に変化する場合に、蒸発凝縮器８０ａに供給する水の量を、第２供給量から一時的に増加させる。

要求負荷が低負荷から高負荷へと変化する場合、蒸発凝縮器８０ａでは、凝縮側８２ａを流れる燃料側オフガスから、蒸発側８１を通過する燃料へと熱が移動する。さらに、第１蓄熱材８３から、凝縮側８２ａを流れる燃料側オフガスへと熱が移動する。換言すると、第１蓄熱材８３は、要求負荷が低負荷から高負荷に変化する場合に熱交換により放熱している。放熱後の第１蓄熱材８３は、温度が１５７℃以下になることで、液体から固体へと変化する。そのため、第１蓄熱材８３の放熱では、マンニトールが液体から固体へと変化する際の潜熱が昇圧後の燃料側オフガスの昇温に利用される。

図１２は、要求負荷が低負荷から高負荷へと変化した場合の加熱される水の蒸発熱伝達率α_eと、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率α_cとの距離に対する変化の説明図である。図１２の横軸は、図３の横軸と同じである。図１２に示されるように、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率α_cは、凝縮側８２ａの入口から離れるにつれて増加する。蒸発熱伝達率α_eは、凝縮側８２ａの入口から離れるにつれて減少する。なお、図２に示される凝縮温度と圧力との関係から、４．６３ＭＰａの水蒸気の凝縮温度は、２５０℃である。そのため、凝縮側８２ａから排出される燃料側オフガスに含まれる水蒸気は、凝縮されている。

図１３は、要求負荷が低負荷から高負荷へと変化した場合の隔壁面通過熱流束ｑ_fLの距離に対する変化の説明図である。図１３の横軸は、図１２の横軸と同じである。図１３に示されるように、要求負荷が低負荷の場合の隔壁面通過熱流束ｑ_fLは、入口から離れるにつれて減少する。

図１４は、要求負荷が低負荷から高負荷へと変化した場合の凝縮温度Ｔ_cの距離に対する変化の説明図である。図１４の横軸は、図１２および図１３の横軸と同じである。また、図１４には、凝縮側８２ａの入口温度Ｔｉｎ８２および出口温度Ｔｏｕｔ８２と、第１蓄熱材８３であるマンニトールの融点Ｔ１（破線）および融解温度Ｔ２（一点鎖線）とが示されている。

図１４に示されるように、凝縮温度Ｔ_cは、マンニトールの融点Ｔ１および融解温度Ｔ２よりも高く、凝縮側８２の入口から離れるほど低下する。この場合に、凝縮温度Ｔ_cがマンニトールの融解温度Ｔ２よりも高いため、蒸発凝縮器８０ａの蒸発側８１に供給される昇圧後の燃料側オフガスからマンニトールへの熱交換が発生する。この熱交換により、マンニトールは、蓄熱するため、固体から液体へと変化する。すなわち、ＳＯＥＣシステム５００ａの要求負荷が低負荷の場合に、第１昇圧器４０ａが、昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度Ｔ_cが第１蓄熱材８３のマンニトールの融解温度Ｔ２よりも高くなるように、目標圧力を約４．６３ＭＰａとしている。

蒸発熱伝達率α_eと凝縮熱伝達率α_cとによって、熱の移動のし易さを表す隔壁熱通過率（ｑ_fL／ΔＴ_e）が決定する。要求負荷における低負荷から高負荷への変化によって水供給量が増加するものの、配管等の遅れ要因によって凝縮熱量が不足する。これにより凝縮温度が低下し、凝縮−蒸発温度差Ｔ_eが減少するため、隔壁面通過熱流束ｑ_fLも減少し、蒸気応答性が悪化する。これに対し、マンニトールが液流量増加に対して必要な熱量を遅れなく補完するように放熱するため、蒸気応答性が改善する。

要求負荷が低負荷から高負荷へと変化した後に所定の時間が経過すると、制御部１５０ａは、第１昇圧器４０ａの目標圧力を約０．５７ＭＰａに維持したまま、増やしていた水分配器９０から蒸発凝縮器８０ａへの水の供給量を減らす。水分配器９０から蒸発器６０への水の供給量は低負荷時の２倍に維持されたまま、水分配器９０から蒸発凝縮器８０ａへの水の供給量は、低負荷時の２倍にまで減らされる。要求負荷が高負荷の場合、蒸発凝縮器８０ａでは、凝縮側８２ａを流れる燃料側オフガスから、蒸発側８１を通過する燃料へと熱が移動する。放熱後の第１蓄熱材８３の状態は、１５７℃以下の固体のままである。

要求負荷が高負荷から低負荷へと変化する場合、制御部１５０ａは、第１昇圧器４０ａの目標圧力を、約４．６３ＭＰａとし、水分配器９０から蒸発器６０および蒸発凝縮器８０ａへの水の供給量を減らす。大気圧（約０．１ＭＰａ）から約０．５７ＭＰａまで断熱圧縮により、昇圧後の燃料側オフガスの温度は、２５０℃前後から約３００℃（Ｔｉｎ８２）にまで上昇する。水分配器９０は、要求負荷が高負荷から低負荷へと変化してから所定の時間（例えば、６０ｓ）では、蒸発凝縮器８０ａへの水の供給量をゼロとする。すなわち、水分配器９０は、要求負荷が高負荷から低負荷に変化する場合に、蒸発凝縮器８０ａへの水の供給を一時的に停止する。なお、水の供給量を一時的に停止する所定の時間と、要求負荷が低負荷から高負荷へと変化した場合に、水の供給量を一時的に増加させる所定の時間とは、異なる時間であってもよい。

要求負荷が高負荷から低負荷へと変化する場合、蒸発凝縮器８０ａでは、蒸発側８１に燃料が供給されないため、凝縮側８２ａを流れる燃料側オフガスの熱交換によって、第１蓄熱材８３は加熱される。この場合に、燃料側オフガスから熱が供給される第１蓄熱材８３の状態は、１７７℃以上になり、固体から液体へと変化する。換言すると、第１蓄熱材８３は、要求負荷が高負荷から低負荷に変化する場合に熱交換により蓄熱している。放熱後の第１蓄熱材８３は液体から固体へと変化するため、第１蓄熱材８３では、マンニトールが液体から固体へと変化する際の潜熱が蓄熱される。

図１５は、要求負荷が高負荷から低負荷へと変化した場合の加熱される水の蒸発熱伝達率α_eと、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率α_cとの距離に対する変化の説明図である。図１５の横軸は、図１２の横軸と同じである。図１５に示されるように、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率α_cは、凝縮側８２ａの入口から離れるにつれて増加する。蒸発熱伝達率α_eは、凝縮側８２ａの入口から離れるにつれて減少する。

図１６は、要求負荷が高負荷から低負荷へと変化した場合の隔壁面通過熱流束ｑ_fHの距離に対する変化の説明図である。図１６の横軸は、図１５の横軸と同じである。図１６に示されるように、要求負荷が低負荷の場合の隔壁面通過熱流束ｑ_fHは、入口から離れるにつれて減少する。図１３と図１６とを比較すると、要求負荷が高負荷から低負荷へと変化した場合の隔壁面通過熱流束ｑ_fH（図１６）は、低負荷から高負荷へと変化した場合の隔壁面通過熱流束ｑ_fL（図１３）よりもかなり低くなる。

図１７は、要求負荷が高負荷から低負荷へと変化した場合の凝縮温度Ｔ_c，隔壁温度Ｔ_w，および蒸発温度Ｔ_eの距離に対する変化の説明図である。図１７の横軸は、図１５および図１６の横軸と同じである。また、図１７には、凝縮側８２ａの入口温度Ｔｉｎ８２および出口温度Ｔｏｕｔ８２と、蒸発側８１の入口温度Ｔｉｎ８１および出口温度Ｔｏｕｔ８１と、第１蓄熱材８３であるマンニトールの融点Ｔ１（破線）および凝固温度Ｔ３（一点鎖線）とが示されている。

図１７に示されるように、マンニトールの凝固温度Ｔ３は、蒸発凝縮器８０ａの蒸発側８１の蒸発温度Ｔ_eよりも高いため、マンニトールから原料への熱交換が発生する。この熱交換によりマンニトールは、放熱して凝固温度Ｔ３よりも温度が低くなるため、液体から固体へと変化する。すなわち、ＳＯＥＣシステム５００ａの要求負荷が高負荷の場合に、第１昇圧器４０ａが、昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度Ｔ_cが第１蓄熱材８３のマンニトールの凝固温度Ｔ３よりも低くなる範囲で、目標圧力を０．５７ＭＰａとしている。

要求負荷が高負荷から低負荷へと変化した場合に水供給量が減少すると、配管等の遅れ要因によって凝縮熱量に対して水供給量が不足する。これにより、蒸発側８１は、沸騰から蒸気対流熱伝達となるための熱の移動（隔壁熱通過率）が低下し、蒸気応答性が悪化する。これに対し、マンニトールが液流量減少に対して必要な熱量を遅れなく補完するように蓄熱するため、蒸気応答性が改善する。

図１８は、第２実施形態のＳＯＥＣシステム５００ａの制御方法のフローチャートである。図１８には、図１１に示されるように要求負荷が変化した場合の制御フローの変化が示されている。図１８の制御フローでは、初めに、制御部１５０ａは、要求が低負荷制御であるか否かを判定する（ステップＳ１）。制御部１５０ａは、要求が低負荷制御でないと判定した場合（ステップＳ１：ＮＯ）、すなわち要求負荷が高負荷である場合には、後述のステップＳ６の処理を行う。制御部１５０ａは、要求が低負荷制御であると判定した場合には（ステップＳ１：ＹＥＳ）、低負荷制御を行う（ステップＳ２）。低負荷制御では、第１昇圧器４０ａは、燃料側熱交換器３０の排気側３２から排出される燃料側オフガスを、目標圧力の約４．６３ＭＰａまで昇圧する。これにより、昇圧後の燃料側オフガスの温度は、２５０℃前後から約３６５℃にまで上昇する。低負荷制御では、第１蓄熱材８３は、約１７０℃前後まで加熱されて、融解して液体の状態である。

制御部１５０ａは、要求負荷が低負荷から高負荷に変化したか否かを判定する（ステップＳ３）。制御部１５０ａは、要求負荷が変化していないと判定した場合には（ステップＳ３：ＮＯ）、引き続き、低負荷制御を続行する。制御部１５０ａは、要求負荷が高負荷に変化したと判定した場合には（ステップＳ３：ＹＥＳ）、低負荷から高負荷への変化時における放熱制御を行う（ステップＳ４）。

放熱制御では、第１昇圧器４０ａは、目標圧力を、低負荷制御の約４．６３ＭＰａから約０．５７ＭＰａまで下げる。また、水分配器９０から蒸発器６０への水の供給量は、低負荷制御の約２倍に変化する。所定の時間、水分配器９０から蒸発器６０への水の供給量は、低負荷制御の約７．４倍になる。放熱制御では、第１蓄熱材８３は、凝縮側８２ａを流れる燃料側オフガスへと放熱し、約１５７℃以下まで下がり、液体から固体へと変化する。

制御部１５０ａは、放熱制御を行ってから所定の時間が経過したか否かを判定する（ステップＳ５）。制御部１５０ａは、所定の時間が経過していないと判定した場合には（ステップＳ５：ＮＯ）、引き続き放熱制御を行う。制御部１５０ａは、所定の時間が経過したと判定した場合には（ステップＳ５：ＹＥＳ）、放熱制御から高負荷制御へと切り替える（ステップＳ６）。高負荷制御では、放熱制御時に増加していた蒸発凝縮器８０ａへの水の供給量が、低負荷制御時の約２倍まで減少する。蒸発器６０への水の供給量と、第１昇圧器４０ａの目標圧力とは、放熱制御時と同じ設定である。高負荷制御では、第１蓄熱材８３は、約１５７℃以下で固体の状態である。

制御部１５０ａは、要求負荷が高負荷から低負荷に変化したか否かを判定する（ステップＳ７）。制御部１５０ａは、要求負荷が変化していないと判定した場合には（ステップＳ７：ＮＯ）、引き続き高負荷制御を行う。制御部１５０ａは、要求負荷が低負荷に変化したと判定した場合には（ステップＳ７：ＹＥＳ）、高負荷から低負荷への変化時における蓄熱制御を行う（ステップＳ８）。

蓄熱制御では、第１昇圧器４０ａは、目標圧力を低負荷制御の約０．５７ＭＰａから約４．６３ＭＰａまで上昇させる。また、水分配器９０から蒸発器６０への水の供給量は、高負荷制御の約半分に変化する。所定の時間、水分配器９０から蒸発器６０への水の供給量は、ゼロになる。蓄熱制御では、第１蓄熱材８３は、凝縮側８２ａを流れる燃料側オフガスからの熱を蓄熱し、約１７７℃以上まで昇温し、固体から液体へと変化する。

制御部１５０ａは、蓄熱制御を行ってから所定の時間が経過したか否かを判定する（ステップＳ９）。制御部１５０ａは、所定の時間が経過していないと判定した場合には（ステップＳ９：ＮＯ）、引き続き蓄熱制御を行う。制御部１５０ａは、所定の時間が経過したと判定した場合には（ステップＳ９：ＹＥＳ）、蓄熱制御から低負荷制御へと切り替える（ステップＳ２）。低負荷制御では、蓄熱制御時に供給を停止していた蒸発凝縮器８０ａへの水の供給量が、高負荷制御時の約半分になる。蒸発器６０への水の供給量と、第１昇圧器４０ａの目標圧力とは、蓄熱制御時と同じ設定である。低負荷制御では、第１蓄熱材８３は、約１７０℃以上の液体の状態である。なお、図１８に示されるフローチャートでは、終了について明示されていないが、ＳＯＥＣシステム５００ａがいずれの制御を行っている状態でも、制御フローの終了は可能である。

以上説明したように、第２実施形態のＳＯＥＣシステム５００ａでは、蒸発凝縮器８０ａは、熱交換可能な第１蓄熱材８３を備えている。第１蓄熱材８３は、ＳＯＥＣシステム５００ａに対する要求負荷が低負荷から高負荷に変化する場合に放熱する。一方で、第１蓄熱材８３は、要求負荷が高負荷から低負荷に変化する場合に蓄熱する。そのため、第２実施形態のＳＯＥＣシステム５００ａでは、放熱制御時に、第１蓄熱材８３から放出される熱は、燃料側オフガスを介して蒸発側８１の水蒸気の生成に用いられる。第１蓄熱材８３は、昇圧後の燃料側オフガスによる熱交換よりも速い速度で、蒸発側８１の燃料に蒸発潜熱を供給できる。この結果、要求負荷の高負荷化に伴う蒸気量増加の応答時間が短縮される。一方で、第１蓄熱材８３は、蓄熱制御時に、昇圧後の燃料側オフガスの熱を奪って蓄熱できる。この結果、蒸発側８１に供給される熱は、第１蓄熱材８３の蓄熱によって減少するため、要求負荷の低負荷化に伴う蒸気量減少の応答時間が短縮される。すなわち、要求負荷に対する蒸気量変化の追従性が向上し、ＳＯＥＣ１０の温度の不安定化による電解性能の低下が抑制される。

また、第２実施形態の第１蓄熱材８３として用いられるマンニトールは、蓄熱制御時に固体から液体へと変化し、放熱制御時に液体から固体へと変化する。制御部１５０ａは、放熱制御時に、第１昇圧器４０ａの目標圧力を増加させ、かつ、高負荷制御時の水分配器９０から蒸発凝縮器８０ａへの水の供給量よりも多い量を、所定の時間だけ供給する。一方で、制御部１５０ａは、蓄熱制御時に、第１昇圧器４０ａの目標圧力を減少させ、かつ、所定の時間、水分配器９０から蒸発凝縮器８０ａへの水の供給を停止する。そのため、放熱制御時に、高負荷制御時に必要となる燃料が一時的に水分配器９０によって蒸発凝縮器８０ａへと過剰に供給される。さらに、目標圧力が低下することにより蒸発凝縮器８０ａに流入する昇圧後の燃料オフガスの温度が下がる。これにより、熱を蓄熱していた第１蓄熱材８３からの放熱が蒸発側８１の水蒸気の生成に利用されるため、生成される水蒸気の応答遅れを抑制できる。一方で、蓄熱制御時に、水分配器９０から蒸発凝縮器８０ａへの燃料の供給が一時的に停止される。さらに、目標圧力が上昇することにより蒸発凝縮器８０ａに流入する昇圧後の燃料オフガスの温度が上がる。これにより、一時的に、蒸発凝縮器８０ａにおける水蒸気の生成を停止し、かつ、燃料オフガスの熱を第１蓄熱材８３に蓄熱できる。そのため、要求負荷の変化による水蒸気の生成低減の要求への追従性が向上する。

＜第３実施形態＞
図１９は、第３実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｂのブロック図である。第３実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｂは、水電解によって水素を生成するＳＯＥＣとして機能すると共に、水素と酸素とが供給されることによって固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ：Solid Oxide Fuel Cell）としても機能する、いわゆるリバーシブルＳＯＦＣ／ＳＯＥＣシステムである。

第３実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｂは、第２実施形態のＳＯＥＣシステム５００ａと比較して、蒸発凝縮器８０ｂが第１蓄熱材８３の代わりに第２蓄熱材８３ｂを備えること、第２蓄熱材８３ｂの蓄熱・放熱に応じて水和する水を貯蔵する蓄熱用水タンク１８０を備えること、第２蓄熱材８３ｂの圧力を調整するバルブ（圧力調整部）Ｖ１〜Ｖ４を備えること、第２蓄熱材８３ｂの蓄熱・放熱に応じて使用される蓄熱用凝縮器１６０および蓄熱用蒸発器１７０を備えること、ＳＯＥＣ１０ｂがリバーシブルＳＯＦＣ／ＳＯＥＣ１０として機能すること、ＳＯＥＣ１０ｂが燃料電池として機能する場合に水素貯蔵タンク１４０からの供給水素の圧力を調整する調整弁１９０を備えること、ＳＯＥＣ１０ｂのリバーシブル機能に合わせて酸素側熱交換器２０ｂの構成が変化していること、およびＳＯＥＣ１０ｂのリバーシブル機能に合わせて制御部１５０ｂが行う制御が異なる。そのため、第３実施形態では、第２実施形態と異なる点について説明し、第２実施形態と同じ構成等についての説明を省略する。

図２０ないし図２２は、第３実施形態の蒸発凝縮器８０ｂの説明図である。図２０には、第２実施形態の図７のように、蒸発凝縮器８０ｂの概略斜視図が示されている。図２０に示されるように、蒸発凝縮器８０ｂでは、第２実施形態の蒸発凝縮器８０ａと比較して、第２蓄熱材８３ｂが、原料と同じ方向に蓄熱材配管８３Ｐｂ内を流れていることが異なる。第２蓄熱材８３ｂは、減圧された密閉系内を循環している。第３実施形態の第２蓄熱材８３ｂは、ＣａＢｒ₂／Ｈ₂Ｏ系の蓄熱材である。第２蓄熱材８３ｂは、蒸発凝縮器８０ｂ内で凝縮側８２ｂを通る昇圧後の燃料側オフガスと、蒸発側８１を通る水および水蒸気との少なくとも一方と熱交換を行う。詳細については後述するが、ＣａＢｒ₂は、昇圧後の燃料側オフガスの温度と、バルブＶ１〜Ｖ４による圧力制御とによって、吸熱を伴う脱水反応および発熱を伴う水和反応を生じさせる。

図２１には、第２実施形態の図８のように、燃料側オフガスの流れ方向に沿った蒸発凝縮器８０ｂの断面の概略図が示されている。図２２には、第２実施形態の図９のように、燃料側オフガスの流れ方向に直交する蒸発凝縮器８０ｂの断面の概略図が示されている。図２２に示されるように、第２実施形態と同じように（図９）、原料配管８１Ｐ，オフガス配管８２Ｐ，および蓄熱材配管８３Ｐｂのいずれも、熱交換性を高めるための複数の伝熱フィンＦＮが形成されている。

図２３は、第２蓄熱材８３ｂとしてのＣａＢｒ₂／Ｈ₂Ｏ系蓄熱材の性質についての説明図である。図２３には、温度変化に対するＣａＢｒ₂およびＨ₂Ｏの圧力変化を表す作動線図が示されている。図２３に示されるように、ＣａＢｒ₂は、温度と圧力との関係に応じて、水和反応および脱水反応を生じさせる。ＣａＢｒ₂は、下記式（７），（８）に示される、発熱を伴う水和反応と、吸熱を伴う脱水反応とを生じさせる。
ＣａＢｒ₂＋Ｈ₂Ｏ→ＣａＢｒ₂・Ｈ₂Ｏ＋７５．１ｋＪ／ｍｏｌ・・・（７）
ＣａＢｒ₂・Ｈ₂Ｏ＋７５．１ｋＪ／ｍｏｌ→ＣａＢｒ₂＋Ｈ₂Ｏ・・・（８）
第３実施形態の制御部１５０ｂは、図２３に示される作動線図に基づいて、第１昇圧器４０ｂとバルブＶ１〜Ｖ４とを制御することにより、第２蓄熱材８３ｂの蓄熱と放熱とを制御する。

ＳＯＥＣシステム５００ａがＳＯＦＣとして機能している状態からＳＯＥＣとして機能する状態へと切り替わったＳＯＥＣ放熱モードでは、制御部１５０ｂは、第１昇圧器４０ｂの目標圧力を約０．９２ＭＰａとし、水分配器９０から蒸発器６０および蒸発凝縮器８０ｂへと水を供給させ始める。水分配器９０は、蒸発器６０に供給する水の量と、蒸発凝縮器８０ｂに供給する水の量との比を、およそ３：１とする。第１昇圧器４０ｂによって、大気圧（約０．１ＭＰａ）から約０．９２ＭＰａまで断熱圧縮された昇圧後の燃料側オフガスの温度は、２５０℃前後から３１０℃以上まで上昇する。そのため、３１０℃以上（Ｔｉｎ８２）の昇圧後の燃料側オフガスが蒸発凝縮器８０ｂの凝縮側８２ｂに流入する。

制御部１５０ｂは、ＳＯＥＣ放熱モードに切り替わる前に、図１９に示されるバルブＶ１〜Ｖ４を閉じた状態で、第２蓄熱材８３ｂの圧力を１８ｋＰａに制御している。この場合の第２蓄熱材８３ｂの温度は、ＳＯＥＣ放熱モードに切り替わる前のＳＯＦＣとして機能している昇圧後の燃料側オフガスによって、約２００℃に制御されている。

制御部１５０ｂは、ＳＯＥＣ放熱モードに切り替わると、バルブＶ１，Ｖ３を閉じた状態で、バルブＶ２，Ｖ４を開く。図２４は、ＳＯＥＣ放熱モードにおけるＳＯＥＣシステム５００ｂのブロック図である。図２４の太線で示されるように、バルブＶ２，Ｖ４が開くと、蓄熱用水タンク１８０から蓄熱用蒸発器１７０の蒸発側１７１へと水が供給される。また、蓄熱用蒸発器１７０の媒体側１７２には、酸素側熱交換器２０ｂの排気側２２から排出された約３６０℃の空気側オフガスが供給される。制御部１５０ｂは、バルブＶ２，Ｖ４を制御することにより、蓄熱用蒸発器１７０の蒸発側１７１の圧力が約４７．３ｋＰａになるように制御する。蓄熱用蒸発器１７０は、媒体側１７２に供給された空気側オフガスから、蒸発側１７１に供給された水への熱交換を行う。熱交換により生成された約８０℃の水蒸気は、第２蓄熱材８３ｂへと供給される。

ＳＯＥＣ放熱モードにおいて、第２蓄熱材８３ｂは、蓄熱用蒸発器１７０からの水蒸気が供給されると、図２３に示されるように、蒸気圧力差ΔＰ（＝２９．４ｋＰａ）が形成され、上記式（７）に示されるＣａＢｒ₂の水和反応を生じさせて発熱する。この発熱により、第２蓄熱材８３ｂは、蒸発凝縮器８０ｂ内で凝縮側８２ｂを流れる昇圧後の燃料側オフガスを介して、蒸発側８１を流れる原料を加熱する。

図２５は、ＳＯＥＣ放熱モードにおける加熱される水の蒸発熱伝達率α_eと、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率α_cとの距離に対する変化の説明図である。図２５の横軸は、図１２の横軸と同じである。図２５に示されるように、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率α_cは、凝縮側８２ｂの入口から離れるにつれて増加する。蒸発熱伝達率α_eは、凝縮側８２ｂの入口から離れるにつれて減少する。

図２６は、ＳＯＥＣ放熱モードにおける隔壁面通過熱流束ｑ_fEの距離に対する変化の説明図である。図２６の横軸は、図２５の横軸と同じである。図２６に示されるように、ＳＯＥＣ放熱モードにおける隔壁面通過熱流束ｑ_fEは、入口から離れるにつれて減少する。

図２７は、ＳＯＥＣ放熱モードにおける凝縮温度Ｔ_c，隔壁温度Ｔ_w，および蒸発温度Ｔ_eの距離に対する変化の説明図である。図２７の横軸は、図２５および図２６の横軸と同じである。また、図２７には、凝縮側８２ｂの入口温度Ｔｉｎ８２および出口温度Ｔｏｕｔ８２と、蒸発側８１の入口温度Ｔｉｎ８１および出口温度Ｔｏｕｔ８１と、放熱後の第２蓄熱材８３ｂであるＣａＢｒ₂・Ｈ₂Ｏの温度Ｔ４（破線）とが示されている。図２７に示されるように、第１昇圧器４０ｂは、ＳＯＥＣ１０ｂが水電解として機能している場合に、昇圧後の燃料側オフガスの蒸発温度Ｔ_eが第２蓄熱材８３ｂの放熱温度（２００℃）よりも低くなるように、燃料側オフガスを約０．９２ＭＰａに昇圧している。これにより、第２蓄熱材８３ｂから原料への熱交換が発生する。熱交換により、蒸発側８１で原料が水蒸気に変化する。

ＳＯＥＣ放熱モードにおいて、第２蓄熱材８３ｂの水和反応が完了して第２蓄熱材８３ｂの放熱が終了すると、制御部１５０ｂは、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＥＣ運転モードに切り替える。制御部１５０ｂは、ＳＯＥＣ運転モードに移行すると、第１昇圧器４０ｂの目標圧力を０．９２ＭＰａに維持したまま、開いていたバルブＶ２，Ｖ４を閉じ、水分配器９０から蒸発器６０および蒸発凝縮器８０ｂへと供給する水の量を変更する。水分配器９０は、蒸発凝縮器８０ｂへと供給する水の量を減らす。変更後に蒸発器６０に供給される水の量と、蒸発凝縮器８０ｂに供給される水の量との比は、約９：１である。ＳＯＥＣ運転モードでは、放熱後の第２蓄熱材８３ｂとしてのＣａＢｒ₂・Ｈ₂Ｏは、約６．２ｋＰａ，約１７５℃の状態を維持する。

ＳＯＥＣシステム５００ａがＳＯＥＣ運転モードからＳＯＦＣとして機能している状態へと切り替わったＳＯＦＣ蓄熱モードでは、制御部１５０ｂは、水分配器９０から蒸発器６０および蒸発凝縮器８０ｂへの水の供給を停止し、水素貯蔵タンク１４０からＳＯＦＣとして機能するＳＯＥＣ１０ｂ（以降、「ＳＯＦＣ１０ｂ」とも呼ぶ）の燃料側１２に水素を供給する。なお、一部の水素は、燃料側熱交換器３０を介さずに常温のまま、燃料側熱交換器３０によって加熱された水素と混合してＳＯＦＣ１０ｂに供給される。制御部１５０ｂは、水素の供給と同時に、ＳＯＦＣ１０ｂの空気側１１に酸素側熱交換器２０ｂの空気側２３を介して空気を流入させる。ＳＯＦＣ１０ｂは、燃料側１２に供給された水素と、空気側１１に供給された空気中の酸素とを反応させることにより、電力を生成する。

ＳＯＦＣ蓄熱モードでは、制御部１５０ａは、第１昇圧器４０ｂの目標圧力を約２．６７ＭＰａとし、バルブＶ２，Ｖ４を閉じた状態で、バルブＶ１，Ｖ３を開く。第１昇圧器４０ｂによって、大気圧（約０．１ＭＰａ）から約２．６７ＭＰａまで断熱圧縮された昇圧後の燃料側オフガスの温度は、１１５℃前後から約２２５℃まで上昇する。約２２５℃（Ｔｉｎ８２）の昇圧後の燃料側オフガスが蒸発凝縮器８０ｂの凝縮側８２ｂに流入する。

図２８は、ＳＯＦＣ蓄熱モードにおけるＳＯＥＣシステム５００ｂのブロック図である。図２８に示されるように、制御部１５０ｂは、ＳＯＦＣ蓄熱モードにおいて、バルブＶ１，Ｖ３の開閉制御をすることにより、蓄熱用凝縮器１６０の圧力を５．５ｋＰａとする。蓄熱用凝縮器１６０の温度は常温の約２５℃とされている。バルブＶ１，Ｖ３が開くことにより、蒸発凝縮器８０ｂの第２蓄熱材８３ｂは、蓄熱用凝縮器１６０の凝縮側１６１に接続する。第２蓄熱材８３ｂは、蒸発凝縮器８０ｂの凝縮側８２ｂを通る燃料側オフガスによって昇温される。燃料側オフガスからの熱交換に加え、ＳＯＥＣ放熱モード時に、図２３に示されるように、第２蓄熱材８３ｂと蓄熱用凝縮器１６０の凝縮側１６１との蒸気圧力差ΔＰ（＝２．２ｋＰａ）の発生により、第２蓄熱材８３ｂは、上記式（８）に示される脱水反応を生じさせる。脱水反応によって生じた水蒸気は、蓄熱用凝縮器１６０の媒体側１６２を流れる常温の水によって冷却されて凝縮する。凝縮された水は、蓄熱用水タンク１８０に供給されて貯蔵される。すなわち、第２蓄熱材８３ｂは、ＳＯＥＣ運転モードからＳＯＦＣ蓄熱モードへと変化した場合に、燃料側オフガスの熱交換によって脱水反応を生じさせてＣａＢｒ₂に変化して、吸熱によって得た熱を蓄熱する。なお、蒸発凝縮器８０ｂの凝縮側８２ｂから排出された燃料側オフガスは、放熱器１１０によって除熱された気液分離器１２０へと送られる。

図２９は、ＳＯＦＣ蓄熱モードにおける加熱される水の蒸発熱伝達率α_eと、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率α_cとの距離に対する変化の説明図である。図２９の横軸は、図２５の横軸と同じである。図２９に示されるように、燃料側オフガスの凝縮熱伝達率α_cは、凝縮側８２ｂの入口から離れるにつれて増加する。蒸発熱伝達率α_eは、凝縮側８２ｂの入口から離れるにつれて減少する。

図３０は、ＳＯＦＣ蓄熱モードにおける隔壁面通過熱流束ｑ_fFの距離に対する変化の説明図である。図３０の横軸は、図２９の横軸と同じである。図３０に示されるように、ＳＯＦＣ蓄熱モードにおける隔壁面通過熱流束ｑ_fHは、入口から離れるにつれて減少する。

図３１は、ＳＯＦＣ放熱モードにおける凝縮温度Ｔ_cの距離に対する変化の説明図である。図３１の横軸は、図２９および図３０の横軸と同じである。また、図３１には、凝縮側８２ｂの入口温度Ｔｉｎ８２および出口温度Ｔｏｕｔ８２と、蓄熱時の第２蓄熱材８３ｂであるＣａＢｒ₂・Ｈ₂Ｏの温度Ｔ５（破線）とが示されている。図３１に示されるように、第１昇圧器４０ｂは、ＳＯＦＣ１０ｂが燃料電池として機能している場合に、昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度Ｔ_cが第２蓄熱材８３ｂの蓄熱温度（１８０℃）よりも高くなるように、燃料側オフガスを約２．５７ＭＰａに昇圧している。また、バルブＶ１〜Ｖ４は、ＳＯＦＣ蓄熱モードにおける蓄熱温度（２００℃）がＳＯＥＣ放熱モードにおける放熱温度（１８０℃）よりも高くなるように、第２蓄熱材のＳＯＥＣ放熱モードにおける圧力（７．７ｋＰａ）を、ＳＯＦＣ蓄熱モードの圧力（４７．３ｋＰａ）よりも低くなるように制御している。これにより、昇圧後の燃料側オフガスから第２蓄熱材８３ｂへの熱交換が発生する。この熱交換により、第２蓄熱材８３ｂは、吸熱を伴う脱水反応を生じさせ、蓄熱する。

ＳＯＦＣ蓄熱モードにおいて、第２蓄熱材８３ｂの脱水反応が完了して第２蓄熱材８３ｂの蓄熱が終了すると、制御部１５０ｂは、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＦＣ運転モードに切り替える。制御部１５０ｂは、ＳＯＦＣ運転モードに移行すると、第１昇圧器４０ｂの目標圧力を約２．６７ＭＰａに維持したまま、開いていたバルブＶ１，Ｖ３を閉じる。ＳＯＦＣ運転モードでは、蓄熱後の第２蓄熱材８３ｂとしてのＣａＢｒ₂は、凝縮側８２ｂの燃料側オフガスからの熱交換により、昇圧後の燃料側オフガスと同温の約２２５℃，３０ｋＰａの状態で維持される。

図３２は、第３実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｂの制御方法のフローチャートである。図３２に示されるように、初めに、制御部１５０ｂは、ＳＯＥＣシステム５００ｂに対する要求に応じて、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＥＣとして機能させるか否かを判定する（ステップＳ１１）。制御部１５０ｂは、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＥＣとして機能させないと判定した場合（ステップＳ１１：ＮＯ）、すなわちＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＦＣとして機能させる場合、ＳＯＦＣ１０ｂの第２蓄熱材８３ｂが蓄電済みであるか否かを判定する（ステップＳ１２）。制御部１５０ｂは、第２蓄熱材８３ｂが蓄電済みではないと判定した場合には（ステップＳ１２：ＮＯ）、ＳＯＥＣシステム５００ｂを後述するＳＯＦＣ蓄熱モードで機能させる（ステップＳ１８）。制御部１５０ｂは、第２蓄熱材８３ｂが蓄電済みだと判定した場合には（ステップＳ１２：ＹＥＳ）、ＳＯＥＣシステム５００ｂを後述するＳＯＦＣ運転モードで機能させる（ステップＳ２０）。

ステップＳ１１の処理において、制御部１５０ｂは、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＥＣとして機能させると判定した場合（ステップＳ１１：ＹＥＳ）、ＳＯＥＣ１０ｂの第２蓄熱材８３ｂが放熱済みであるか否かを判定する（ステップＳ１３）。制御部１５０ｂは、第２蓄熱材８３ｂが放熱済みだと判定した場合には（ステップＳ１３：ＹＥＳ）、ＳＯＥＣシステム５００ｂを後述するＳＯＥＣ運転モードで機能させる（ステップＳ１６）。

制御部１５０ｂは、第２蓄熱材８３ｂが放熱済みではないと判定した場合には（ステップＳ１３：ＮＯ）、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＥＣ放熱モードとして機能させる（ステップＳ１４）。ＳＯＥＣ放熱モードでは、制御部１５０ｂは、第１昇圧器４０ｂの目標圧力を約０．９２ＭＰａとし、水分配器９０から蒸発器６０および蒸発凝縮器８０ｂへと水を供給させ始める。また、制御部１５０ｂは、バルブＶ１，Ｖ３を閉じた状態で、バルブＶ２，Ｖ４を開いて、蓄熱用蒸発器１７０で生成された水蒸気を第２蓄熱材８３ｂに供給させる。第２蓄熱材８３ｂは、供給された水蒸気と水和反応を生じさせる。水和反応に伴う第２蓄熱材８３ｂの放熱により、蒸発凝縮器８０ｂの蒸発側８１を流れる原料が加熱される。

制御部１５０ｂは、第２蓄熱材８３ｂの放熱が完了したか否かを判定する（ステップＳ１５）。制御部１５０ｂは、放熱が完了していないと判定した場合には（ステップＳ１５：ＮＯ）、引き続き放熱の完了を待機する。制御部１５０ｂは、放熱が完了したと判定した場合には（ステップＳ１５：ＹＥＳ）、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＥＣ放熱モードからＳＯＥＣ運転モードへと切り替える（ステップＳ１６）。ＳＯＥＣ運転モードにおいて、制御部１５０ｂは、第１昇圧器４０ｂの目標圧力を０．９２ＭＰａに維持したまま、開いていたバルブＶ２，Ｖ４を閉じ、水分配器９０から蒸発凝縮器８０ｂへと供給する水の量を減らす。

制御部１５０ｂは、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＥＣ運転モードからＳＯＦＣ蓄熱モードへと切り替えの要求があったか否かを判定する（ステップＳ１７）。制御部１５０ｂは、切替要求がないと判定した場合には（ステップＳ１７：ＮＯ）、引き続き切り替えの要求を待機する。制御部１５０ｂは、切替要求があると判定した場合には（ステップＳ１７：ＹＥＳ）、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＥＣ運転モードからＳＯＦＣ蓄熱モードへと切り替える（ステップＳ１８）。

ＳＯＦＣ蓄熱モードにおいて、制御部１５０ｂは、水分配器９０から蒸発器６０および蒸発凝縮器８０ｂへの水の供給を停止する。制御部１５０ｂは、ＳＯＦＣ１０ｂの燃料側１２に水素を供給し、ＳＯＦＣ１０ｂの空気側１１に空気を供給する。制御部１５０ａは、第１昇圧器４０ｂの目標圧力を約２．６７ＭＰａとし、バルブＶ２，Ｖ４を閉じた状態で、バルブＶ１，Ｖ３を開く。バルブＶ１，Ｖ３が開くことにより、第２蓄熱材８３ｂは、蒸発凝縮器８０ｂの凝縮側８２ｂを通る燃料側オフガスとの熱交換により昇温する。また、第２蓄熱材８３ｂは、蓄熱用凝縮器１６０の凝縮側１６１との蒸気圧力差ΔＰの発生により、脱水反応を生じさせる。第２蓄熱材８３ｂは、脱水反応に伴う吸熱によって得た熱を蓄熱する。

制御部１５０ｂは、第２蓄熱材８３ｂの蓄熱が完了したか否かを判定する（ステップＳ１９）。制御部１５０ｂは、蓄熱が完了していないと判定した場合には（ステップＳ１９：ＮＯ）、引き続き蓄熱の完了を待機する。制御部１５０ｂは、蓄熱が完了したと判定した場合には（ステップＳ１９：ＹＥＳ）、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＦＣ蓄熱モードからＳＯＦＣ運転モードへと切り替える（ステップＳ２０）。制御部１５０ｂは、ＳＯＦＣ運転モードに切り替えると、第１昇圧器４０ｂの目標圧力を約２．６７ＭＰａに維持したまま、開いていたバルブＶ１，Ｖ３を閉じる。

制御部１５０ｂは、ＳＯＥＣシステム５００ｂをＳＯＦＣ運転モードからＳＯＥＣ放熱モードへと切り替えの要求があったか否かを判定する（ステップＳ２１）。制御部１５０ｂは、切替要求がないと判定した場合には（ステップＳ２１：ＮＯ）、引き続き切り替えの要求を待機する。制御部１５０ｂは、切替要求があると判定した場合には（ステップＳ２１：ＹＥＳ）、ステップＳ１４以降の処理を繰り返す。なお、図３２に示されるフローチャートでは、第２実施形態の制御フロー（図１８）と同じように、終了について明示されていないが、ＳＯＥＣシステム５００ｂがいずれの制御を行っている状態でも、制御フローの終了は可能である。

以上説明したように、リバーシブルＳＯＦＣ／ＳＯＥＣ１０として機能する第３実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｂは、第２蓄熱材８３ｂとしてのＣａＢｒ₂と、第２蓄熱材８３ｂの圧力を調整するバルブＶ１〜Ｖ４とを備えている。バルブＶ１〜Ｖ４は、ＳＯＦＣ蓄熱モードにおける蓄熱温度（２００℃）がＳＯＥＣ放熱モードにおける放熱温度（１８０℃）よりも高くなるように、第２蓄熱材のＳＯＥＣ放熱モードにおける圧力（７．７ｋＰａ）を、ＳＯＦＣ蓄熱モードの圧力（４７．３ｋＰａ）よりも低くなるように制御している。そのため、第３実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｂでは、ＳＯＦＣ蓄熱モードとＳＯＥＣ放熱モードとにおいて、蒸発凝縮器８０ｂに供給される昇圧後の燃料側オフガスの圧力と、バルブＶ１〜Ｖ４によって調整される第２蓄熱材８３ｂの圧力とが異なる。第１昇圧器４０ｂの圧力制御と、バルブＶ１〜Ｖ４の圧力制御とによって、ＳＯＦＣ蓄熱モードでは、昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度は、第２蓄熱材８３ｂが蓄熱する蓄熱温度よりも高くなる。これにより、ＳＯＦＣ蓄熱モード時の第２蓄熱材８３ｂは、昇圧後の燃料側オフガスからの熱交換により蓄熱する。一方で、ＳＯＥＣ放熱モードでは、昇圧後の燃料側オフガスの蒸発温度は、第２蓄熱材８３ｂが放熱する放熱温度よりも低くなる。これにより、ＳＯＥＣ放熱モード時の第２蓄熱材８３ｂは、昇圧後の燃料側オフガスからの熱交換により放熱する。ＳＯＦＣ蓄熱モードで第２蓄熱材８３ｂが蓄熱した熱が、ＳＯＥＣ放熱モードでの水蒸気の生成に用いられることにより、ＳＯＥＣ放熱モードでの蒸発凝縮器８０ｂへの温熱熱原料を抑制できる。

また、第３実施形態の第２蓄熱材８３ｂは、発熱を伴う水和反応および吸熱を伴う脱水反応を生じさせるＣａＢｒ₂である。第２蓄熱材８３ｂは、ＳＯＥＣ放熱モード時に、蓄熱用蒸発器１７０からの水蒸気が供給されると、上記式（７）に示されるＣａＢｒ₂の水和反応を生じさせて発熱する。第２蓄熱材８３ｂは、一方で、ＳＯＥＣ放熱モード時に、上記式（８）に示される脱水反応を生じさせる。そのため、第３実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｂは、ＳＯＥＣ放熱モード時に、第２蓄熱材８３ｂの水和反応による発熱が水蒸気の生成に利用される。一方で、ＳＯＦＣ蓄熱モード時に、第２蓄熱材８３ｂの脱水反応による吸熱が第２蓄熱材８３ｂの蓄熱に利用される。これにより、第２蓄熱材８３ｂの放熱時と蓄熱時との熱量の差が大きくなり、ＳＯＥＣ放熱モードでの蒸発凝縮器８０ｂへの温熱熱原料をより抑制できる。

＜第４実施形態＞
図３３は、第４実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｃのブロック図である。第４実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｃは、第３実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｃと同じように、ＳＯＦＣとしても機能するバーシブルＳＯＦＣ／ＳＯＥＣシステムである。第４実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｃでは、第３実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｂと比較して、気液分離器１２０により分離された水素の供給先を設定する三方弁２００と、制御部１５０ｃによる三方弁２００の制御とが異なる。そのため、第４実施形態では、第３実施形態と異なる点について説明し、第３実施形態と同じ構成等についての説明を省略する。

図３４は、第４実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｃが燃料電池システムとして機能している場合のブロック図である。図３４の太線で示されるように、制御部１５０ｃは、ＳＯＦＣ１０ｂが燃料電池として機能している場合（第３実施形態のＳＯＦＣ蓄熱モードおよびＳＯＦＣ運転モードに相当）に、水素貯蔵タンク１４０から供給される水素を、調整弁１９０で圧力を調整した後に、ＳＯＦＣ１０ｂへと供給させる。さらに、制御部１５０ｃは、三方弁２００を制御することにより、気液分離器１２０により分離された水素を、第２昇圧器１３０を介さずに、ＳＯＦＣ１０ｂへと供給させる。すなわち、気液分離器１２０により分離された水素は、水素貯蔵タンク１４０には貯蔵されない。制御部１５０ｃは、気液分離器１２０により分離された水素流量をマスフローセンサで検出する。制御部１５０ｃは、必要流量から検出された水素流量を差し引いた量の水素を、マスフローコントローラーにより水素貯蔵タンク１４０から流量分配器１００へと供給する。

図３５は、第４実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｃが水電解として機能している場合のブロック図である。図３５の太線で示されるように、制御部１５０ｃは、ＳＯＥＣ１０ｂが水電解として機能している場合（第３実施形態のＳＯＥＣ放熱モードおよびＳＯＥＣ運転モードに相当）には、三方弁２００を制御することにより、気液分離器１２０により分離された水素を、第２昇圧器１３０へと供給させる。すなわち、気液分離器１２０により分離された水素の全ては、水素貯蔵タンク１４０に貯蔵される。

ここで、ＳＯＦＣ１０ｂが燃料電池として機能している場合、高い発電効率を確保するために高い燃料利用率が求められる。燃料電池として機能している場合の燃料側出口の電極は、高濃度水蒸気の雰囲気下に存在するため、高い酸素雰囲気にさらされる。例えば、Ｎｉ電極の場合だと、電極の表面がＮｉＯに変化するおそれがある。さらに、ＳＯＥＣシステム５００ｃは、燃料電池と水電解との両方で機能するリバーシブルＳＯＦＣ／ＳＯＥＣであるため、ＳＯＥＣ１０ｂの燃料側１２の電極における出入口は、強い酸化／還元雰囲気に曝される。これにより、燃料側１２の電極では、電気化学特性および機械的強度が低下し、長期信頼性が低下するおそれがある。それに対して、第４実施形態の制御部１５０ｃは、ＳＯＦＣ１０ｂが燃料電池として機能している場合に、水素貯蔵タンク１４０から供給される水素と、気液分離器１２０により分離された水素とを、ＳＯＦＣ１０ｂへと供給させる。一方で、制御部１５０ｃは、ＳＯＥＣ１０ｂが水電解として機能している場合には、気液分離器１２０により分離された水素を、第２昇圧器１３０へと供給させる。第４実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｃでは、燃料電池として機能している場合に、燃料側オフガスに含まれる水素が、第１昇圧器４０ｂによって昇圧された後に、水素貯蔵タンク１４０に貯蔵されずに、再び燃料としてＳＯＦＣ１０ｂに供給される。これにより、ＳＯＥＣシステム５００ｃの燃料利用率が高くなり、ＳＯＦＣ１０ｂが燃料電池として機能している場合に、水素貯蔵タンク１４０から消費される水素の燃料利用率が抑制される。この結果、高濃度または低濃度の水蒸気濃度に起因する、酸化還元雰囲気下の燃料側１２の電極の電気化学的性能および機械強度的性能の低下が抑制される。よって、リバーシブル作動する第４実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｃにおけるシステム効率が向上し、低燃料利用率運転による長期信頼性が確保される。

＜変形例＞
本発明は上記の実施形態に限られるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲において種々の態様において実施することが可能であり、例えば次のような変形も可能である。

＜変形例１＞
上記第１実施形態ないし第４実施形態では、ＳＯＥＣシステムの一例としてのＳＯＥＣシステム５００〜５００ｃについて説明したが、ＳＯＥＣシステムの各種構成および各種制御等については種々変形可能である。ＳＯＥＣシステム５００は、ＳＯＥＣ１０の燃料側１２から排出される燃料オフガスの温度を上昇させるように昇圧する第１昇圧器４０と、昇圧後の燃料側オフガスの熱交換によって蒸発凝縮器８０によって生成された水蒸気を昇温させる燃料側熱交換器３０とを備えていればよい。そのため、例えば、蒸発器６０に供給された水を加熱する外部熱源７０は、Ａｉｒ（空気）以外の熱交換以外の方法を用いてもよいし、Ａｉｒ（空気）の温度について１５０℃以外の温度であってもよい。また、第１昇圧器４０および第２昇圧器１３０の各性能についても種々変化可能である。水素貯蔵タンク１４０が貯蔵する水素の圧力は、流量分配器１００に供給する水素の圧力よりも高ければよく、２０ＭＰａ未満であってもよい。

＜変形例２＞
上記第２実施形態のＳＯＥＣシステム５００ａが備える第１蓄熱材８３は、昇圧後の燃料オフガスの凝縮温度よりも低い融解温度を有し、かつ、昇圧後の燃料オフガスの凝縮温度よりも高い凝固温度を有する範囲の材料で種々変形可能である。例えば、第１蓄熱材８３は、マンニトール以外の材料である水酸化ナトリウム（ＮａＯＨ）と水酸化カリウム（ＫＯＨ）との混合体であってもよい。この混合体は、例えば、１８０℃の融解温度と、１６０℃の凝固温度とを有する。第１蓄熱材８３は、マンニトールとＮａＯＨ−ＫＯＨとのいずれとも異なる材料で形成されていてもよい。

また、第２実施形態の水分配器９０は、ＳＯＥＣシステム５００ａに対する要求負荷が低負荷から高負荷に変化する場合と、要求負荷が高負荷から低負荷に変化する場合とにおいて、蒸発凝縮器８０ａに供給する水の量を一時的に変化されているが、蒸発凝縮器８０ａに供給する水の量については種々変形可能である。例えば、水分配器９０は、要求負荷が低負荷の場合に蒸発凝縮器８０ａに第１供給量の水を常時供給し、要求負荷が高負荷の場合に蒸発凝縮器８０ａに第２供給量の水を常時供給してもよい。すなわち、要求負荷の変化直後の所定の時間内に、水分配器９０から蒸発凝縮器８０ａへの水の供給量が変化しなくてもよい。

第２実施形態では、図１１に示されるように、ＳＯＥＣシステム５００ａに対する要求負荷が低負荷から高負荷に変化する場合、および、高負荷から低負荷に変化する場合としてステップ関数状の変化を例に挙げて説明したが、要求負荷の変化については種々変形可能である。また、第２実施形態では、低負荷を、高負荷の５０％の負荷として定義したが、この定義は一例である。そのため、ＳＯＥＣシステム５００ａは、低負荷および高負荷以外の中負荷の制御を備えていてもよいし、閾値によって各種負荷を分けてもよい。また、制御部１５０ａは、各制御に応じて必要な燃料の生成のために、水分配器９０の供給量や要求負荷における時間的変化が各種設定してもよい。

＜変形例３＞
上記第３実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｂが備える第２蓄熱材８３ｂは、第１昇圧器４０ｂの圧力制御と、バルブＶ１〜Ｖ４の圧力制御とによって、ＳＯＦＣ蓄熱モード時に蓄熱し、ＳＯＥＣ放熱モード時に放熱可能な材料の範囲で種々変形可能である。例えば、第２蓄熱材８３ｂは、ＣａＢｒ２以外の材料であってもよく、第２実施形態のＳＯＥＣシステム５００ａで利用可能なマンニトールやＮａＯＨ−ＫＯＨであってもよい。第２蓄熱材８３ｂは、水和反応および脱水反応を生じさせる材料でなくてもよい。

第３実施形態の第１昇圧器４０ｂは、ＳＯＦＣ１０ｂが燃料電池として機能している場合に、第２蓄熱材８３ｂに応じて、昇圧後の燃料オフガスの蒸発温度が第２蓄熱材８３ｂの放熱温度よりも低くなる範囲で、燃料オフガスを昇圧すればよい。バルブＶ１〜Ｖ４は、ＳＯＥＣ１０ｂが水電解として機能している場合に、第２蓄熱材８３ｂの蓄熱温度が放熱温度よりも高くなるように、第２蓄熱材８３ｂの圧力を、ＳＯＦＣ１０ｂが燃料電池として機能している場合よりも低くなればよい。

＜変形例４＞
第４実施形態のＳＯＥＣシステム５００ｃでは、ＳＯＦＣ１０ｂが燃料電池として機能している場合に、気液分離器１２０により分離された水素が、水素貯蔵タンク１４０を介さずにＳＯＦＣ１０ｂに供給される範囲で、各構成等を種々変形可能である。制御部１５０ｃは、燃料電池として機能しているＳＯＦＣ１０ｂおよび水電解として機能しているＳＯＥＣ１０ｂの要求に応じて、ＳＯＦＣ１０ｂ（ＳＯＥＣ１０ｂ）に供給する水素（水蒸気）を適宜設定すればよい。同様に、制御部１５０ｃは、第１昇圧器４０ｂの圧力制御や水分配器９０の供給量の制御等を適宜行えばよい。

以上、実施形態、変形例に基づき本態様について説明してきたが、上記した態様の実施の形態は、本態様の理解を容易にするためのものであり、本態様を限定するものではない。本態様は、その趣旨並びに特許請求の範囲を逸脱することなく、変更、改良され得ると共に、本態様にはその等価物が含まれる。また、その技術的特徴が本明細書中に必須なものとして説明されていなければ、適宜、削除することができる。

１０，１０ｂ…ＳＯＥＣ（固体酸化物形水電解セル），ＳＯＦＣ（固体酸化物形燃料電池）
１１…ＳＯＥＣの酸素側
１２…ＳＯＥＣの燃料側
２０，２０ｂ…酸素側熱交換器
２１…酸素側熱交換の燃料側
２２…酸素側熱交換の排気側
２３…酸素側熱交換の空気側
３０…燃料側熱交換器
３１…燃料側熱交換器の燃料側
３２…燃料側熱交換器の排気側
４０，４０ａ，４０ｂ…第１昇圧器
５０…水貯蔵タンク
６０…蒸発器
７０…外部熱源
８０，８０ａ，８０ｂ…蒸発凝縮器
８１…蒸発凝縮器の蒸発側
８１Ｐ…原料配管
８２…蒸発凝縮器の凝縮側
８２Ｐ…オフガス配管
８２ａ，８２ｂ…蒸発凝縮器の凝縮側
８３…第１蓄熱材
８３Ｐ…蓄熱材空間
８３Ｐｂ…蓄熱材配管
８３ｂ…第２蓄熱材
９０…水分配器
１００…流量分配器
１１０…放熱器
１２０…気液分離器
１３０…第２昇圧器
１４０…水素貯蔵タンク（水素タンク）
１５０，１５０ａ，１５０ｂ，１５０ｃ…制御部
１６０…蓄熱用凝縮器
１６１…蓄熱用凝縮器の凝縮側
１６２…蓄熱用凝縮器の媒体側
１７０…蓄熱用蒸発器
１７１…蓄熱用蒸発器の蒸発側
１７２…蓄熱用蒸発器の媒体側
１８０…蓄熱用水タンク
１９０…調整弁
２００…三方弁
５００，５００，５００ａ，５００ｂ，５００ｃ…ＳＯＥＣシステム（水電解システム）
Ｖ１〜Ｖ４…バルブ（圧力制御部）
Ｔ１…第１蓄熱材の融点
Ｔ２…第１蓄熱材の融解温度
Ｔ３…第１蓄熱材の凝固温度
Ｔ４，Ｔ５…第２蓄熱材の温度
Ｔ_c…昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度
Ｔ_e…昇圧後の燃料側オフガスの蒸発温度
Ｔ_w…隔壁温度
ΔＰ…蒸気圧力差

Claims (7)

1. 水蒸気電解システムであって、
   高温の水蒸気を電気分解する固体酸化物形水電解セルと、
   水を蒸発させて前記固体酸化物形水電解セルにより電気分解される水蒸気を生成する蒸発凝縮器と、
   前記固体酸化物形水電解セルの燃料側から排出される燃料側オフガスを昇圧する第１昇圧器と、
   前記蒸発凝縮器により生成された水蒸気と、前記第１昇圧器により昇圧された昇圧後の燃料側オフガスとが供給される燃料側熱交換器であって、供給された燃料側オフガスから水蒸気への熱交換を行い、昇温させた水蒸気を前記固体酸化物形水電解セルの前記燃料側に供給する燃料側熱交換器と、
   を備える、水蒸気電解システム。
2. 請求項１に記載の水蒸気電解システムであって、
   前記第１昇圧器は、前記燃料側熱交換器から排出される燃料側オフガスを、水蒸気が凝縮しない範囲で断熱圧縮する、水蒸気電解システム。
3. 請求項１または請求項２に記載の水蒸気電解システムであって、さらに、
   前記蒸発凝縮器内で昇圧後の燃料側オフガスと、水および水蒸気との少なくとも一方と熱交換を行う第１蓄熱材を備え、
   前記第１昇圧器は、
   前記水蒸気電解システムに対する要求負荷が低負荷の場合に、昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度が前記第１蓄熱材の融解温度よりも高くなるように、燃料オフガスを昇圧し、
   前記要求負荷が高負荷の場合に、昇圧後の燃料オフガスの凝縮温度が前記第１蓄熱材の凝固温度よりも低くなる範囲で、燃料オフガスを昇圧する、水蒸気電解システム。
4. 請求項３に記載の水蒸気電解システムであって、さらに、
   水を蒸発させて前記固体酸化物形水電解セルにより電気分解される水蒸気を生成する蒸発器と、
   水を貯蔵する水タンクと、
   前記水タンクから、前記蒸発器と前記蒸発凝縮器とのそれぞれに水を供給する水分配器と、
   前記水分配器により前記蒸発器に供給された水を加熱する外部熱源と、
   を備え、
   前記第１蓄熱材は、蓄熱後に融解して放熱後に凝固する性質を有し、
   前記水分配器は、
   前記要求負荷が低負荷の場合に、前記蒸発凝縮器に供給する水の量を第１供給量とし、
   前記要求負荷が高負荷の場合に、前記蒸発凝縮器に供給する水の量を前記第１供給量よりも多い第２供給量とし、
   前記要求負荷が低負荷から高負荷に変化した場合に、前記第２供給量に加えて、一時的に増加させた水を供給し、
   前記要求負荷が高負荷から低負荷に変化した場合に、水の供給を一時的に停止する、水蒸気電解システム。
5. 前記固体酸化物形水電解セルが燃料電池としても機能する請求項１から請求項４までのいずれか一項に記載の水蒸気電解システムであって、さらに、
   前記蒸発凝縮器内で昇圧後の燃料側オフガスと、水および水蒸気との少なくとも一方と熱交換を行う第２蓄熱材と、
   前記第２蓄熱材の圧力を調整する圧力調整部と、
   を備え、
   前記第１昇圧器は、
   前記固体酸化物形水電解セルが燃料電池として機能している場合に、昇圧後の燃料側オフガスの凝縮温度が前記第２蓄熱材の蓄熱温度よりも高くなるように、燃料オフガスを昇圧し、
   前記固体酸化物形水電解セルが水蒸気電解として機能している場合に、昇圧後の燃料オフガスの蒸発温度が前記第２蓄熱材の放熱温度よりも低くなる範囲で、燃料オフガスを昇圧し、
   前記圧力調整部は、前記蓄熱温度が前記放熱温度よりも高くなるように、前記固体酸化物形水電解セルが燃料電池として機能している状態から水蒸気電解として機能する状態に変化した場合の前記第２蓄熱材の圧力を、前記固体酸化物形水電解セルが水蒸気電解として機能している状態から燃料電池として機能する状態に変化した場合の前記第２蓄熱材の圧力をよりも低くする、水蒸気電解システム。
6. 請求項５に記載の水蒸気電解システムであって、
   水を貯蔵する蓄熱用水タンクと、
   前記蓄熱用水タンクから水が供給され、前記固体酸化物形水電解セルの空気側から排出される空気側オフガスが供給される蓄熱用蒸発器であって、供給された空気側オフガスから水への熱交換を行い、熱交換後の水蒸気を前記第２蓄熱材に供給する蓄熱用蒸発器と、
   水蒸気を水へと凝縮して、凝縮後の水を前記蓄熱用水タンクに供給する蓄熱用凝縮器と、
   を備え、
   前記第２蓄熱材は、
   前記固体酸化物形水電解セルが燃料電池として機能している状態から水蒸気電解として機能する状態に変化した場合に、前記蓄熱用蒸発器から供給された水蒸気と水和反応して発熱し、
   前記固体酸化物形水電解セルが水蒸気電解として機能している状態から燃料電池として機能する状態に変化した場合に、水和した水および水蒸気を脱水し、
   前記蓄熱用蒸発器には、蓄熱時に前記第２蓄熱材から脱水された水および水蒸気が供給される、水蒸気電解システム。
7. 請求項５または請求項６に記載の水蒸気電解システムであって、さらに、
   前記蒸発凝縮器から排出された燃料側オフガスに含まれる水と水素とを分離する気液分離器と、
   水素を昇圧する第２昇圧器と、
   前記第２昇圧器により昇圧された水素を貯蔵する水素タンクと、
   前記固体酸化物形水電解セルに供給する水素を制御する制御部と、
   を備え、
   前記制御部は、
   前記固体酸化物形水電解セルが燃料電池として機能している場合に、前記気液分離器により分離された水素と、前記水素タンク内の水素と、を前記固体酸化物形水電解セルの前記燃料側に供給させ、
   前記固体酸化物形水電解セルが水蒸気電解として機能している場合に、前記気液分離器により分離された水素を、前記第２昇圧器へと供給させる、水蒸気電解システム。

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