JP3863774B2 - 燃料電池システム - Google Patents

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Description

【0001】
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料電池システムに関するものである。
【0002】
【従来の技術】
近年、天然ガス、都市ガス、メタノール、LPG、ブタンなどの炭化水素系燃料を原燃料として水素に改質する改質器と、一酸化炭素を変成するCO変成器と、一酸化炭素を除去するCO除去器と、水素によって発電する燃料電池と、燃料電池から排出される水素ガスを燃焼して前記改質器の改質反応に必要な熱量を供給する改質器用バーナを備えた燃料電池システムや、さらに起動時や停止時に各反応器が安定するまで水素を燃焼するプロセスガスバーナを備えた小型電源としての燃料電池システムが提案されている。
【0003】
図5は、従来の燃料電池システムを示す系統図である。
燃料電池6を用いた燃料電池システムGSは、例えば、燃料電池6の他に熱回収装置RDを含んでいる。
この熱回収装置RDは、貯湯タンク50、熱交換器32、46、71、ポンプ33、47、72とを備えた温水の循環路などで連結されている。
【0004】
燃料電池6は、脱硫器2、改質器3、CO変成器4、CO除去器5などからなる燃料ガス供給装置および空気ポンプ11、水タンク21などからなる反応空気供給装置ならびに燃料極6a、空気極6kなどの電極および水タンク21、ポンプ48、冷却部6cなどからなる燃料電池6の冷却装置を備えている。
【0005】
燃料電池6で発電された電力は図示しないDC/DCコンバータで昇圧され、図示しない配電系統連携インバータを介して商用電源に接続される、一方、ここから家庭や事務所などの照明や空調機等の他の電気機器用の電力として供給される。
【0006】
このような燃料電池6を用いた燃料電池システムGSでは、発電と同時に、例えば燃料電池6による発電時に発生する熱を利用して市水から温水を生成し、この温水を貯湯タンク50に蓄えて、風呂や台所などに供給するなど、燃料電池6に使用される燃料がもつエネルギーの有効利用を図っている。
【0007】
上記の燃料電池システムGSの燃料ガス供給装置では、天然ガス、都市ガス、メタノール、LPG、ブタンなどの原燃料1が脱硫器2に供給され、ここで原燃料から硫黄成分が除去される。
この脱硫器2を経た原燃料は、昇圧ポンプ10で昇圧されて改質器3に供給される際に、水タンク21から水ポンプ22を経て温水が送られ、熱交換器17で加熱されて生成した水蒸気と合流して、供給される。改質器3では、水素、二酸化炭素、および一酸化炭素を含む改質ガスが生成される。この改質器3を経たガスは、CO変成器4に供給され、ここでは改質ガスに含まれる一酸化炭素が二酸化炭素に変成される。このCO変成器4を経たガスは、CO除去器5に供給され、ここではCO変成器4を経たガス中の未変成の一酸化炭素が例えば10ppm(容量)以下に低減され、水素濃度の高い水性ガス(改質ガス)がパイプ64を経て燃料電池6の燃料極6aに供給される。
【0008】
このとき、水タンク21から改質器3へ供給される温水の量を調節することにより改質ガスへの水分の添加量が調節される。
反応空気供給装置では、空気ポンプ11から水タンク21に、空気を供給し、水タンク21内の温水中に反応空気を泡立てつつ気相部53に送出することによって加湿が行われる。
このようにして、燃料電池6における反応が適度に維持されるように水分を与えられた後の反応空気が水タンク21からパイプ25を経て燃料電池6の空気極6kに供給される。
【0009】
燃料電池6では、燃料極6aに供給された改質ガス中の水素と、空気ポンプ11、水タンク21の気相部53を経て空気極6kへ供給された空気中の酸素との電気化学反応によって発電が行われる。
燃料電池6の冷却装置は、この電気化学反応の反応熱などで燃料電池6が過熱しないようにするため、燃料電池6の電極6a、6kに並置された冷却装置であり、冷却部6cに水タンク21の温水をポンプ48で冷却水として循環させ、この冷却水で燃料電池6内の温度が発電に適した温度(例えば70〜80℃程度)に保たれるように制御している。
【0010】
改質器3における化学反応は吸熱反応であるので、加熱しながら化学反応を継続させるための改質器用バーナ12を有し、ここにはパイプ13を介して原燃料が供給され、パイプ15を介して、燃料極6aを経た未反応水素が供給され、ファン14を介して空気が供給される。本燃料電池システムGSの始動時には、改質器用バーナ12にパイプ13を介して原燃料が供給されて燃焼が行われ、起動後に、燃料電池6の温度が安定したときに、パイプ13からの原燃料の供給を減少させ、パイプ15を介して燃料極6aから排出される未反応水素(オフガス)が供給されて燃焼が継続される。
【0011】
一方、CO変成器4、CO除去器5で行われる化学反応は発熱反応である。運転中は、発熱反応の熱により反応温度以上に昇温しないように冷却制御が行われる。
このようにして改質器3、CO変成器4、CO除去器5および燃料電池6では所定の化学反応と発電が継続される。
【0012】
上記改質器3とCO変成器4間、CO変成器4とCO除去器5間にはそれぞれ熱交換器18、19が接続されている。
そして各熱交換器18、19には水タンク21の温水が、ポンプ23、24を介して循環し、これらの温水で改質器3、CO変成器4を経たガスがそれぞれ冷却される。図示しないがCO除去器5と燃料電池6との間にも熱交換器を接続してCO除去器5を経たガスを冷却することができる。
上記改質器3の排気系31には熱交換器17が接続され、水タンク21の温水がポンプ22を介して供給されると、この熱交換器17で水蒸気化し、この水蒸気が原燃料と混合して改質器3に供給される。
【0013】
本燃料電池システムGSには、プロセスガスバーナ(PGバーナ)34が備えられている。
燃料電池システムGSの起動時には、改質器3、CO変成器4、CO除去器5を経た改質ガスの組成が燃料電池6の運転に適した安定した規定値に達していないので、それが安定するまでは、このガスを燃料電池6に供給することができない。そこで、各反応器が安定するまでは、ガス組成が規定値に達していないガスをこのPGバーナ34に導いて燃焼させる。
37はPGバーナ34に燃焼用空気を送るファンである。
【0014】
そして、各反応器が安定しガス中のCO濃度が規定値(例えば、10ppm(容量)以下)に達した後、燃料電池6に導入して発電を行う。燃料電池6での発電に使用できなかった未反応ガスは、当初PGバーナ34に導いて燃焼し、燃料電池6の温度が安定した後は、燃料電池6からのオフガスをパイプ15経由、改質器3のバーナ12に導入して燃焼させる。
【0015】
すなわち、燃料電池システムGSの起動後、各反応器が温度的に安定するまでは、開閉弁91が閉じられ、改質ガスは管路35および開閉弁36を経てPGバーナ34に供給される。
【0016】
各反応器が温度的に安定した場合、今度は燃料電池6の温度が作動温度(例えば70〜80℃)近くの温度域で安定するまで、開閉弁91が開かれ、開閉弁92が閉じられて、改質ガスが管路38および開閉弁39を経てPGバーナ34に供給され、そこで燃焼される。
【0017】
燃料電池6の温度が作動温度で安定し、連続して発電が行われるようになった場合、開閉弁91、開閉弁92が開かれ、開閉弁36、開閉弁39が閉じられて、燃料電池6を経た未反応ガス(オフガス)は管路15を経て改質器用バーナ12に供給される。
【0018】
貯湯タンク50には水道管61を経て市水が供給される。この貯湯タンク50に供給された市水は、燃料電池システムGSから発生する排熱によって加熱され、この昇温された温水は、温水供給管62を通じて外部に給湯される。
例えば排気系31には、熱交換器17の他に、さらに別の熱交換器32が接続され、この熱交換器32には貯湯タンク50の水が、ポンプ33を介して循環し、排熱回収が行われる。
【0019】
またPGバーナ34の排気系45には、熱交換器46が接続され、この熱交換器46には、ポンプ47を介して貯湯タンク50の水が循環され貯湯タンク50に熱回収が行われる。
水タンク21には、ポンプ23、24、48によって熱交換器18、19を経て戻る水や燃料電池6の冷却部6cを循環する冷却水が水管73を経て流入する一方、水タンク21に水を供給する水補給装置68が接続されている。
水補給装置68は電動弁56と供給タンク67およびポンプ74などから構成されている。供給タンク67は市水補給装置69および燃料電池6から生じる水をパイプ70を経て一旦貯えて水タンク21に水を供給できるようにしたタンクである。
【0020】
燃料電池6から生じる水には、例えば、燃料電池6の空気極6kから排出されたガスを熱交換器71に導き、この熱交換器71中をポンプ72によって貯湯タンク50との間を循環する水で冷却することによって得られたドレン水や燃料極6aから排出されたガスに含まれている水がある。
【0021】
市水補給装置69は、電動弁76を有する水道管52を介して水源78に接続されており、供給タンク67の水量が減って水位が低下したことを水位計79が検知したときに液面制御装置77が電動弁76を開き、水源78の水圧を利用して水道管52、水処理装置(イオン交換樹脂)51を経て供給タンク67に水を補給し、水タンク21に水を供給するのに支障のない水量を保持する装置である。
水タンク21には、タンク内の上部に常に空気部分(気相部)53が形成されるように水の水位を保つ液面制御装置LCおよび水タンク21内の水温を設定範囲に保つ温度調節装置TCとを有している。
【0022】
液面制御装置LCは、水位計54と電動弁56の制御装置を備えて水タンク21内の水量を常時監視しつつ、反応用空気が、水タンク21の中を通過する際に適度に加湿されて燃料電池6に供給されるようにタンク内に水を貯え、かつ上部に気相部53が形成されるように水量を制御し、水位が低下した場合はポンプ74を運転し、電動弁56の開度を調節して供給タンク67からパイプ84を経て処理水を導入し、水タンク21内の水位を設定範囲に保つようにしている。
55は、水位計54による水位の検出が泡立ちなどにより不安定になるのを防止する消波板である。
【0023】
温度調節装置TCは、燃料電池6の空気極6kに反応空気を供給する際に、水タンク21内で適度に加湿が行えるように水の温度を例えば60〜80℃の温度範囲(設定温度)に保つ装置である。63はバブリング用の多孔板である。
【0024】
【発明が解決しようとする課題】
以上のような燃料電池システムGSの改質器用バーナ12やプロセスガスバーナ34における、安定燃焼の監視や制御など、失火の検出などのための火炎検知手段には、熱電対により直接温度を測定する方法や、火炎中に交流電圧を印加して炭化水素をイオン化し、バーナに向かって流れる微小な電流を測定するフレームロッド方式(flame rod system)などがある。
【0025】
熱電対による失火の検知は、火炎温度を直接測定し、その温度変化により失火を判断するので、失火してからの検知時間(判断時間)が数秒必要となり失火応答性に問題がある上、コスト高になり、またシース熱電対の場合、シース径が大きくなると温度変化に対する反応が鈍くなるため、径の小さい熱電対を使用することになるが、シースの保護材料が腐食され、特に径0.5mmのシース熱電対を裸火にさらすと熱電対が切れるので耐久性が劣る問題がある。
【0026】
一方、フレームロッド方式による火炎検知は、ガス燃焼火炎検知に用いられる比較的簡単な方法である。フレームロッドに交流電圧を印加し、火炎の整流作用によって整流されて生じた直流電流を取り出して増幅し、リレーを作動させて燃料弁を開く回路を作れば、安全装置として利用できる。しかしながら、火炎の整流作用が発生するのは、燃料中の炭化水素がイオン化されることによるので、燃料中に炭化水素がない場合、または燃料中の炭化水素の濃度が低い場合などには、充分な電流が流れず、したがってそのような場合はこの方式を使用できないという問題がある。
そこでフレームロッド方式火炎検知手段を用いる場合は、起動後に、燃料電池6の温度が安定したときに、パイプ15を介して燃料極6aから排出される未反応水素(オフガス)を供給するとともに、パイプ13から原燃料を追加供給する必要があった。パイプ13からの原燃料の追加供給は、効率が低下する上、システムが複雑化するという問題があった。
【0027】
本発明の目的は、燃料電池システムGSの改質器用バーナ12やプロセスガスバーナ34の火炎検知手段として、比較的簡単なシステムであるフレームロッド方式を採用しても、バーナに原燃料を追加供給する必要がなく、バーナにおける安定燃焼の監視や制御などや失火の検出などを行うことができる上、システムを簡素化でき、かつ高効率な燃料電池システムを提供することである。
【0028】
【課題を解決するための手段】
前記課題を解決するための本発明の請求項1記載の燃料電池システムは、炭化水素系燃料を改質する改質器と一酸化炭素を変成するCO変成器と一酸化炭素を除去するCO除去器とを含み、前記炭化水素系燃料を原燃料として水素を含有する改質ガスを生成する改質ガス生成装置と、前記水素によって発電する燃料電池と、前記燃料電池から排出され、前記水素を含有する第1のガスを燃焼して前記改質器の改質反応に必要な熱量を供給する改質器用の第1のバーナと、前記第1のバーナに設けられ、前記第1のバーナの火炎を検知するフレームロッド方式火炎検知手段と、を備える燃料電池システムにおいて、前記改質器に貴金属系改質触媒を用いるとともに、前記改質器に投入する水蒸気と前記原燃料に含まれる炭素との比(S/C)を2.5以上3.0以下かつ前記改質器の改質温度を550℃以上640℃以下となるように設定することにより、前記第1のガス7〜33容量%のメタンを含ませることを特徴とする。
【0029】
【0030】
本発明の請求項記載のフレームロッド方式火炎検知手段を備えた燃料電池システムは、請求項1記載の燃料電池システムにおいて、改質器に使用する改質触媒が少なくともRuおよび/またはRhよりなる貴金属系改質触媒であることを特徴とする。
【0031】
【0032】
そして本発明の請求項記載のフレームロッド方式火炎検知手段を備えた燃料電池システムは、請求項記載の燃料電池システムにおいて、前記改質器の出口ガス中のメタン濃度が3〜16容量%であることを特徴とする。
【0033】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を詳細に説明する。
以下の説明および表および図中で、ガス濃度を%、ppmで表したが、これらはそれぞれ容量%、容量ppmを示す。
従来、燃料ガスとしてメタンを用いた改質器3の改質温度は700℃以上であり、700℃の平衡ガス組成は、S/C(スチーム/カーボン比)=3および4において、表1に示す通りである。
【0034】
【表1】
Figure 0003863774
【0035】
表1示した組成のプロセスガスは、CO変成器3にてCOが1%以下に低減され、CO除去器5にて10ppm以下に低減される。CO除去器5においては、反応器の手前で空気を添加し、ガス中の水素を極力消費(燃焼)せず、COを選択的に酸化させることによってCOを除去している(CO選択酸化)。しかしこの時副反応として若干のメタン化反応が進行し、水素が消費されてメタンが生成する。メタンの生成量は空気の投入量、触媒の反応性によっても異なるが、CO除去器5出口におけるメタン濃度は1.5%程度(多くても2%〜3%)である。このプロセスガスは、燃料電池6にて水素が消費され、たとえば燃料利用率(Uf)が70%の時は、水素量の70%が消費され、残りの30%が燃料電池6から排出される。そのため、全ガス量は消費された水素の減少分だけ減少し、メタンの濃度は上昇する(約2〜3%)。このガスを改質器3の改質反応に必要な熱媒体としてバーナ12で燃焼させることにより、改質触媒に熱を供給している。
【0036】
従来の水素製造プラントでは、コスト的な観点から改質触媒としてニッケルアルミナ触媒を使用していた。しかし、燃料電池では小型化、高性能化が要求されるため、耐コーキング性が高く、高活性な貴金属系のRu、Rhをアルミナやジルコニアに担持させた触媒が好ましく使用できる。次に貴金属系触媒が好ましく使用できる理由を説明する。
【0037】
ニッケルアルミナ触媒を燃料電池6の改質器3で使用する場合は、GHSVが500h−1程度以下で、かつ改質温度も700℃以上(800〜900℃程度)でコーキング防止のためS/C=3.5以上で運転されていた。
それに対してルテニウムアルミナ触媒は、ニッケルアルミナ触媒に比較して活性が高く、コーキング抑制効果も大きい。本触媒を使用した場合、改質器3の運転温度(ガス出口触媒温度)が通常の700℃においては、GHSVが1000h−1程度であっても、出口ガス組成は平衡ガス組成に達している。またS/C=2.0程度ではコーキングは確認されない。さらに、本発明者等は通常700℃以上とされている改質温度を550℃程度まで下げても、改質器3出口におけるガス組成は、ほぼ平衡ガス組成が得られることを見いだした。
【0038】
本発明においては、これを活用し、改質器3における改質温度を下げることにより、残留メタン濃度を意図的に増加させ、そして燃料電池6からでた濃度を高められた残留メタンを含む未反応水素を改質器用バーナ12用燃料として使用すれば、バーナ12にフレームロッド方式火炎検知手段を採用でき、フレームロッド方式火炎検知手段を採用しても、バーナに原燃料を追加供給する必要がなく、システムを簡素化でき、かつ高効率な燃料電池システムを提供できる。
【0039】
図1にS/C=3.0におけるプロセスガス(改質器出口、CO除去器出口、燃料電池出口)中のメタン濃度(%)を示す。
図2にS/C=2.5におけるプロセスガス(改質器出口、CO除去器出口、燃料電池出口)中のメタン濃度(%)を示す。
図1、2より改質温度を下げることにより改質器3出口メタン濃度は増加し、燃料電池6出口メタン濃度が増加することが判る。これにより改質温度を下げることによりフレームロッド方式火炎検知手段を採用可能となることが判る。
【0040】
すなわち、S/C=3.0、燃料利用率70%の場合、改質器3の改質温度が約630℃以下、S/C=3.0、燃料利用率80%の場合、改質器3の改質温度が約640℃以下であれば、燃料電池6出口ガスのメタン濃度は約8%以上になる。これらの条件では改質器3出口ガスのメタン濃度は約3〜4%となる。
【0041】
S/C=2.5、燃料利用率70%の場合、改質器3の改質温度が約650℃以下、S/C=2.5、燃料利用率80%の場合、改質器3の改質温度が約660℃以下であれば、燃料電池6出口ガスのメタン濃度は約8%以上になる。これらの条件では改質器3出口ガスのメタン濃度は約3〜5%となる。
【0042】
このように、CO除去器5でのメタネーション反応を考慮し、改質器3の改質温度および燃料電池6の燃料利用率を調整することにより、燃料電池6出口の未反応水素中に含まれる残留メタン濃度を、フレームロッド方式火炎検知手段で検知可能な濃度とすることができる。
フレームロッド方式火炎検知手段で検知可能な濃度とする以外に、フレームロッドの形状や設置位置などを適正化することも当然必要である。
【0043】
図3は、バーナにフレームロッド方式火炎検知手段を設置した1例を示す説明図であり、図4は、他のバーナにフレームロッド方式火炎検知手段を設置した例を示す説明図であり。
図3において、バーナ100のバーナヘッド101よりやや下流のバーナヘッド101の近傍のバーナ100の壁面に絶縁用セラミック102が固定して設置され、絶縁用セラミック102を貫通してフレーム検知用ロッド103が装着されており、フレーム検知用ロッド103の先端部がバーナヘッド101に近接して位置するように固定されている。そしてバーナヘッド101と導通している金属部分とフレーム検知用ロッド103との間に交流100Vを印可し、その間に流れる微小電流を測定するようになっている。
【0044】
図4において、バーナ104の底部壁面に絶縁用セラミック102が固定して設置され、絶縁用セラミック102を貫通してフレーム検知用ロッド103が装着されており、フレーム検知用ロッド103の先端部がバーナヘッド101の上面に近接して位置するように固定されている。そしてバーナヘッド101と導通している金属部分とフレーム検知用ロッド103との間に交流100Vを印可し、その間に流れる微小電流を測定するようになっている。
【0045】
燃料電池6の燃料利用率を80%以上により増加させれば、改質器3の改質温度を660℃以上(S/C=2.5の場合)にしても、火炎検知可能なメタン濃度が得られるが、その場合は燃料電池6の燃料流路に水つまりが発生し、水滴による燃料欠を生じることがある。
また、S/C=2.5以下にする場合、制御の振れによって水蒸気量が減少することがあり、そのような場合一時的にS/Cが設定値より低下することがあり、コーキングの原因となる。
よって安全を見越してS/Cは2.5以上で設計することが好ましく、全体を考慮して、改質温度は660℃以下にするのが望ましい。
【0046】
また、S/Cを低減することによって、改質に必要な水を蒸発させるための熱量供給量が低減されるが、改質温度が同じ場合は、改質ガス中のCO濃度が増加し、CO低減部に大きな負担が生じ、CO低減部を大型化する必要が生じる。
一方、改質温度を低減することにより、CO濃度は低減し、CO低減部を大型化する必要がなくなる。S/C=3.0の場合では、改質温度を640℃程度以下にすれば、CO低減部を大型化する必要はなく、CO濃度の点からも、改質温度は640℃程度以下が望ましい。
よって、改質温度は550〜660℃、望ましくは600〜640℃程度である。
【0047】
表2に、S/C=3.0の場合の改質器温度)℃)と改質器3出口および燃料電池6出口のガス中のメタン濃度(%)との関係を示す。
表3に、S/C=2.5の場合の改質器温度)℃)と改質器3出口および燃料電池6出口のガス中のメタン濃度(%)との関係を示す。
【0048】
【表2】
Figure 0003863774
【0049】
【表3】
Figure 0003863774
【0050】
表2、3から、改質器3の出口ガス中のメタン濃度(燃料ガス濃度)は3〜16%であり、燃料電池6から排出される未反応水素ガス中のメタン濃度(燃料ガス濃度)は7〜33%であることが判る。
【0051】
なお、上記実施形態の説明は、本発明を説明するためのものであって、特許請求の範囲に記載の発明を限定し、或は範囲を減縮するものではない。又、本発明の各部構成は上記実施形態に限らず、特許請求の範囲に記載の技術的範囲内で種々の変形が可能である。
【0052】
【実施例】
以下実施例および比較例により本発明をさらに説明するが、本発明はこれらの実施例に限定されるものではない。
(実施例1〜3)
表4に示す条件で、フレームロッド方式火炎検知手段を備えた改質器用バーナ12に原燃料を追加供給することなく未反応水素ガスのみ供給して、本発明の燃料電池システムGSを運転した結果を表4に合わせて示す。
【0053】
(比較例1〜4)
表4に示す条件で、フレームロッド方式火炎検知手段あるいは熱電対を備えた改質器用バーナ12に原燃料を追加供給することなく未反応水素ガスのみ供給して、比較のための燃料電池システムGSを運転した結果を表4に合わせて示す。
【0054】
【表4】
Figure 0003863774
【0055】
実施例1〜3においてはフレームロッド方式火炎検知手段(100V交流印加電圧で約2〜5μアンペアを検知)による火炎検知が可能であった。
それに対して比較例1、2、4においてはメタン濃度が低いためフレームロッド方式火炎検知手段による火炎検知が非常に困難で、安定した電流が得られなかった。安定した電流を得るためにはライン13から原燃料を追加混入する必要があった。
一方、熱電対方式を採用した比較例3においては、温度による火炎検知が可能であったが、径0.5mmのインコロイ製シース熱電対を使用したため非常に高価であり、耐熱超合金製インコロイでも裸火さらしていると約350時間で切れてしまい、火炎検出が不可能になった。
【0056】
【発明の効果】
本発明の請求項1記載の燃料電池システムは、炭化水素系燃料を改質する改質器と一酸化炭素を変成するCO変成器と一酸化炭素を除去するCO除去器とを含み、前記炭化水素系燃料を原燃料として水素を含有する改質ガスを生成する改質ガス生成装置と、前記水素によって発電する燃料電池と、前記燃料電池から排出され、前記水素を含有する第1のガスを燃焼して前記改質器の改質反応に必要な熱量を供給する改質器用の第1のバーナと、前記第1のバーナに設けられ、前記第1のバーナの火炎を検知するフレームロッド方式火炎検知手段と、を備える燃料電池システムにおいて、前記改質器に貴金属系改質触媒を用いるとともに、前記改質器に投入する水蒸気と前記原燃料に含まれる炭素との比(S/C )を2.5以上3.0以下かつ前記改質器の改質温度を550℃以上640℃以下となるように設定することにより、前記第1のガス7〜33容量%のメタンを含ませるので、比較的簡単なシステムであるフレームロッド方式を採用しても、改質器用バーナに原燃料を追加供給する必要がなく、改質器用バーナにおける安定燃焼の監視や制御などや失火の検出などを行うことができる上、システムを簡素化、簡易化でき、かつ、耐久性が高く、高効率で信頼性の高い燃料電池システムを提供できるという顕著な効果を奏する。改質器用バーナに原燃料を追加供給する必要がないので、熱バランスが崩れ、効率が低下するのを抑制でき、システムを簡素化できる。フレームロッド方式火炎検知手段は高価で耐久性に問題のある熱電対方式と異なり、安価で信頼性が高い。また、バーナにおける安定燃焼の監視や制御などや失火の検出などをより確実に行うことができるというさらなる効果を奏する。
【0057】
【0058】
本発明の請求項記載のフレームロッド方式火炎検知手段を備えた燃料電池システムは、請求項1記載の燃料電池システムにおいて、改質器に使用する改質触媒が少なくともRuおよび/またはRhよりなる貴金属系改質触媒であるので、請求項1記載の燃料電池システムと同じ効果を奏するとともに、ニッケル系触媒の場合、改質温度を低減させると反応速度が低下し、平衡ガス組成を得るためには触媒量を増加させねばならず、GHSVを向上できず、さらにコーキングし易くS/C=3.5以上に維持する必要があり、水蒸気の蒸発潜熱に多大の熱量を投入しなければならず、効率の低下になっていたが、GHSVが1000h−1、かつ700℃以下の低温領域でも平衡ガス組成が得られ、改質器を小型化でき、また耐コーキング性が良好でS/C=3.5以下においてもコーキングがなく、高効率となるというさらなる顕著な効果を奏する。
Ruおよび/またはRhよりなる貴金属系改質触媒を用い改質温度を低減することによりCO濃度が低くなるためCO除去器の負担が低減されるというさらなる顕著な効果を奏する。
Ruおよび/またはRhよりなる貴金属系改質触媒を用い改質温度を低減することにより、改質器出口のガス中の燃料ガス濃度が高くなり、燃料電池の燃料利用率が70%の場合、CO除去器出口(燃料電池入口)のガス中の燃料ガス濃度が約3%と高くなり、燃料電池出口の未反応水素ガス中の燃料ガス濃度が約7%と高くなり、このガスをフレームロッド方式火炎検知手段を備えたバーナに供給すれば、バーナに原燃料を追加供給しないで、バーナにおける安定燃焼の監視や制御などや失火の検出などを行うことができる。
【0059】
【0060】
本発明の請求項記載のフレームロッド方式火炎検知手段を備えた燃料電池システムは、請求項記載の燃料電池システムにおいて、改質器の出口ガス中の燃料ガス濃度が3〜16容量%であるので、請求項記載の燃料電池システムと同じ効果を奏するとともに、バーナにおける安定燃焼の監視や制御などや失火の検出などをより確実に行うことができるというさらなる効果を奏する。
【図面の簡単な説明】
【図1】 S/C=3.0におけるプロセスガス中のメタン濃度(%)を示す。
【図2】 S/C=2.5におけるプロセスガス中のメタン濃度(%)を示す。
【図3】 バーナにフレームロッド方式火炎検知手段を設置した1例を示す説明図である。
【図4】 他のバーナにフレームロッド方式火炎検知手段を設置した例を示す説明図である。
【図5】 従来の燃料電池システムを示す系統図である。
【符号の説明】
3 改質器
4 CO変成器
5 CO除去器
6 燃料電池
12 改質器用バーナ
34 プロセスガスバーナ
100 バーナ
101 バーナヘッド
103 フレーム検知用ロッド
GS 燃料電池システム

Claims (3)

  1. 炭化水素系燃料を改質する改質器と一酸化炭素を変成するCO変成器と一酸化炭素を除去するCO除去器とを含み、前記炭化水素系燃料を原燃料として水素を含有する改質ガスを生成する改質ガス生成装置と、前記水素によって発電する燃料電池と、前記燃料電池から排出され、前記水素を含有する第1のガスを燃焼して前記改質器の改質反応に必要な熱量を供給する改質器用の第1のバーナと、前記第1のバーナに設けられ、前記第1のバーナの火炎を検知するフレームロッド方式火炎検知手段と、を備える燃料電池システムにおいて、
    前記改質器に貴金属系改質触媒を用いるとともに、前記改質器に投入する水蒸気と前記原燃料に含まれる炭素との比(S/C)を2.5以上3.0以下かつ前記改質器の改質温度を550℃以上640℃以下となるように設定することにより、前記第1のガス7〜33容量%のメタンを含ませることを特徴とする燃料電池システム。
  2. 前記改質器に使用する改質触媒が少なくともRuおよび/またはRhよりなる貴金属系改質触媒であることを特徴とする請求項1記載の燃料電池システム。
  3. 前記改質器の出口ガス中のメタン濃度が3〜16容量%であることを特徴とする請求項2記載の燃料電池システム。
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