JP5302990B2

JP5302990B2 - 燃料電池システム

Info

Publication number: JP5302990B2
Application number: JP2011026647A
Authority: JP
Inventors: 裕記大河原; 伸岩田; 健一郎安原; 晋高見
Original assignee: Aisin Seiki Co Ltd; Osaka Gas Co Ltd; Toyota Motor Corp; Aisin Corp
Current assignee: Osaka Gas Co Ltd; Toyota Motor Corp; Aisin Corp
Priority date: 2011-02-10
Filing date: 2011-02-10
Publication date: 2013-10-02
Anticipated expiration: 2031-02-10
Also published as: EP2487743A3; EP2487743B1; EP2487743A2; JP2012169047A

Description

本発明は原料ガスに含まれる硫黄成分を脱硫させる脱硫器を備える燃料電池システムに関する。

従来、燃料電池システムは、原料ガスを改質させて水素を含有するアノードガスを形成する改質器と、アノードガスが供給されるアノードとカソードガスが供給されるカソードとを有する燃料電池と、原料ガスを改質器に供給させる原料ガス通路と、原料ガス通路に設けられ原料ガスに含まれる硫黄成分を除去させる脱硫器とをもつ（特許文献１〜３等）。

脱硫器の寿命を延命化することが要請されている。この場合、改質燃料のみを脱硫器に通し、触媒劣化等に関係しない燃焼燃料については脱硫器を通さないように分岐させることで脱硫器の延命を図る技術が知られている。しかし、脱硫器に供給される原料ガスに含まれる水蒸気に関しては、抑止することができない。一般的に、原料ガスはー３０℃露点等とされ、水蒸気量としては微量で問題ない。しかしシステムの運転時間が長くなった場合、ガス配管工事や配管劣化時によりガス配管内へ水分が流入する場合がある。この場合、原料ガスに含まれる水蒸気が脱硫器に進入する量が増加し、脱硫剤が改質するおそれがある。しかし、燃料電池システム上では脱硫剤の改質を検知することができないため、原料ガスに含まれる腐臭剤が除去されないまま供給され続け、改質器、燃料電池の改質を招くおそれがある。

特開2003-109640号公報特開2006-111766号公報特開2006-265480号公報

本発明は上記した実情に鑑みなされたものであり、脱硫器に流入する原料ガスに含まれる水蒸気の流入量を検知するのに有利であり、改質器および燃料電池の改質を抑制させるのに有利な燃料電池システムを提供することを課題とする。

（１）請求項１に係る燃料電池システムは、原料ガスを改質させて水素を含有するアノードガスを形成する改質器と、アノードガスが供給されるアノードとカソードガスが供給されるカソードとを有する燃料電池と、原料ガスを改質器に供給させる原料ガス通路と、原料ガス通路に設けられ原料ガスに含まれる硫黄成分を除去させる脱硫器と、原料ガス通路に設けられ脱硫器に供給される原料ガスの温度および湿度に関する物理量を検知する温湿度センサとを具備する。温湿度センサは、原料ガス通路を流れて脱硫器に供給される原料ガスの温度および湿度に関する物理量を検知する。物理量としては静電容量、電気抵抗、透磁率等が例示される。湿度は相対湿度でも良いし、絶対湿度でも良い。温湿度センサが検知する原料ガスの温度および湿度に基づいて、原料ガスに含まれる水蒸気量が検知可能となる。ひいては、原料ガスから脱硫器に流入する水蒸気量を検知可能となり、脱硫剤の水蒸気による劣化量を検知可能となる。これにより、脱硫器の脱硫剤の寿命判定、脱硫剤の交換指示が可能となる。交換は再生、修理を含む。

さらに、請求項１に係る燃料電池システムによれば、原料ガス通路を遮断させる遮断弁を覆う弁収容室を形成する弁箱がケースの収容室内に設けられており、温湿度センサは、改質器および／または燃料電池の温度の影響を受けにくいように、弁箱の弁収容室に収容されている。この場合、改質器、燃料電池および脱硫器を収容するケース内において、温湿度センサは改質器および／または燃料電池の温度の影響を受けにくい部位に設けられている。このため、温湿度センサの検知精度、ひいては脱硫器の寿命推定の精度を向上することが可能となる。すなわち、原料ガスに含まれる水蒸気絶対量が同一であっても、原料ガスの温度が上昇すると、原料ガスの相対湿度が低下し、ひいては水蒸気量公差が増加し、温湿度センサが水蒸気量を検知する検知精度が低下する。これに対して原料ガスに含まれる水蒸気絶対量が同一であっても、原料ガスの温度が低下すると、原料ガスの相対湿度が上昇し、ひいては水蒸気量公差が減少し、温湿度センサが水蒸気量を検知する精度が高くなる。そこで温湿度センサは、改質器および／または燃料電池の温度の影響を受けにくいように、弁箱の弁収容室に設けられており、できるだけ高温にならないようにされている。
しかも、請求項１に係る燃料電池システムによれば、改質器、燃料電池及び脱硫器が弁箱の外部に配設されている。
（２）請求項２に係る燃料電池システムは、請求項１に係る燃料電池システムにおいて、弁箱の外部の原料ガス通路に配設されるポンプが具備されている。

（３）請求項３に係る燃料電池システムによれば、原料ガス通路を流れる原料ガスの流量を検知する流量センサと、制御部とが設けられており、制御部は、温湿度センサが検知した原料ガスの温度および湿度に関する物理量と、基準時期から脱硫器に流入した原料ガスの積算流量とに基づいて、脱硫器のメンテナンスに関する情報を報知する。制御部は、温湿度センサが検知した原料ガスの温度および湿度に関する物理量と、基準時期から脱硫器に流入した原料ガスの積算流量とに基づいて、脱硫器の寿命を予測し、脱硫器のメンテナンスに関する情報を報知する。メンテナンスは、脱硫剤の交換をいう。交換は再生または修理を含む。基準時期とは、実質的に新品同様の脱硫器の脱硫剤に原料ガスの供給を開始させる時期をいい、例えば、燃料電池システムを設置場所に設置したとき、脱硫器を交換（再生、修理を含む）させた場合には脱硫器を交換させたとき等が例示される。

本発明に係る燃料電池システムによれば、温湿度センサは、原料ガス通路を流れて改質器に供給される原料ガスの温度および湿度に関する物理量を検知する。これにより原料ガスから脱硫器に流入する水蒸気量を検知可能となり、脱硫剤の水蒸気による劣化量を検知可能となる。それにより、脱硫器の寿命判定、脱硫剤の交換指示が可能となる。

実施形態１に係り、燃料電池システムの概念を示す図である。飽和水蒸気曲線を示すグラフである。水蒸気量の公差の特性を示すグラフである。実施形態３に係り、燃料電池システムの概念を示す図である。実施形態５に係り、制御部が実行する制御の一例を示すフローチャートである。実施形態６に係り、制御部が実行する制御の他例を示すフローチャートである。実施形態７に係り、脱硫器が取り付けられている発電モジュールを示す斜視図である。実施形態８に係り、静電容量式の温湿度センサの特性を示すグラフである。適用形態に係り、燃料電池システムの概念を示す図である。

（実施形態１）
図１は実施形態１の概念を示す。燃料電池システムは、アノード１０（燃料極）およびカソード１１（酸化剤極）を有する燃料電池１と、燃料電池１のカソード１１にカソードガス（空気等の酸素含有ガス）を供給するカソードガス通路７０と、原料ガスを改質させてアノードガス（水素含有ガスまたは水素ガス）を生成させる改質器２Ａと、原料ガスを脱硫させた状態で改質器２Ａに供給させるガス搬送源として機能するポンプ６０を有する原料ガス通路６と、改質器２Ａで生成されたアノードガスを燃料電池１のアノード１０に供給させるアノードガス通路７３と、アノードガス通路７３、改質器２Ａおよび燃料電池１を収容する断熱壁１９とを有する。発電モジュール１８は、改質器２Ａ、燃料電池１、断熱壁１９で形成されている。改質用の水または水蒸気が供給させる給水通路８が改質器２Ａに接続されている。

図１に示すように、原料ガス通路６は、遮断弁６９と、露点計として機能できる温湿度センサ５１０と、ガス搬送源として機能するポンプ６０、原料ガスの流量を計測する流量センサ３００と、脱硫剤を収容する脱硫器２００と、逆止弁として機能するチャッキ弁５００とを有する。脱硫器２００は脱硫剤を搭載しており、相対的に低温（一般的には０〜５０℃未満）の環境に設置されており、高温の発電モジュール１８から受熱する受熱量を低減させるべく発電モジュール１８から離間して配置されている。但し、場合によっては、脱硫器２００は、高温の発電モジュール１８の外壁面に接触または接近して配置されており、相対的に高温（一般的には５０℃以上）の環境に設置されていても良い。脱硫剤としては、ゼオライト、活性炭等の多孔質材料に代表される比表面積が大きな材料が例示される。ゼオライトは銀、鉄、ニッケルなどの金属成分を含んでいても良い。遮断弁６９は、原料ガス通路６の上流側を開閉させる開閉弁として機能する。図１に示すように、改質器２Ａ、燃料電池１、原料ガス通路６、脱硫器２００を収容する収容する筐体として機能するケース５が設けられている。ケース５は吸気口５０と排気口５１をもつ。ケース５の外部は大気とされている。

温湿度センサ５１０は、ケース５内において改質器２Ａや燃料電池１の温度の影響を受けにくく場所に設置されている。具体的には、温湿度センサ５１０はケース５内において原料ガス通路６の上流側に配置されている。原料ガス通路６のうち遮断弁６９から発電モジュール１８の入口１８ｉまでの長さを１００として相対表示するとき、温湿度センサ５１０は、遮断弁６９から下流に向けて０．１〜４０の領域、０．２〜３０の領域に配置されていることが好ましい。従って、温湿度センサ５１０は、原料ガス通路６において脱硫器２００，流量センサ３００，ポンプ６０よりも上流に設けられている。このため、温湿度センサ５１０は、ケース５の外部の外気温度に近い温度となっている。なお、ケース５内は燃料電池１の発電運転とともに補機類の発熱等で５０〜７０℃程度に上昇することが想定されるが、上記により温湿度センサ５１０の温度は低温に維持される。温湿度センサ５１０の信号は制御部１００Ｘに入力される。制御部１００Ｘはメモリ機能およびタイマー機能を有する。

更に説明を加える。図１に示すように、ケース５の内部には、遮断弁６９を覆う弁収容室５８２を形成する弁箱５８０が設けられている。弁箱５８０は壁体５８１，５８２等を有する。壁体５８１，５８２は金属板でも良いし、熱伝達率が低い断熱材料で形成された断熱壁でも良い。上記したように温湿度センサ５１０は、弁箱５８０の弁収容室５８２において遮断弁６９の下流に位置するように収容されている。この結果、温湿度センサ５１０は改質器２Ａおよび燃料電池１の温度の影響を受けにくい部位に設けられており、できるだけ高温にならないようにされている。この場合、温湿度センサ５１０による温度および湿度の検知精度が高くなる。この結果、原料ガスから脱硫器２００に流入する水蒸気量を精度良く検知可能となり、脱硫剤の水蒸気による劣化量を精度よく検知可能となる。これにより、脱硫器２００の寿命判定、脱硫器２００の脱硫剤の交換指示の精度が向上する。なお、ケース５内の空気は昇温されると、ケース５の上部空間に上昇するため、弁箱５８０は、昇温されにくいようにケース５の底部５ｂ側に設けられている。よって弁箱５８０内の温湿度センサ５１０もできるだけ昇温されにくくされている。弁収容室５８２は、遮断弁６９から原料ガスが漏れた場合に、漏れたガスの希薄化を抑えて漏れをガスセンサ等によってできるだけ早期に発見できるように、閉鎖室とされていることが好ましい。この意味においても、弁箱５８０の弁収容室５８２に収容された温湿度センサ５１０の昇温は抑制されている。ガスセンサは弁収容室５８２に配置されていることが好ましい。

図２は、温度と飽和水蒸気分率との関係を表す飽和水蒸気圧曲線を示す。図３は、相対湿度の精度をプラスマイナス５％と仮定したとき、２０℃露点の原料ガスにおいて水蒸気を含んでいた場合の水絶対量の公差を示す。ここで、原料ガスの水蒸気絶対量が同一であっても、図３から理解できるように、原料ガスの温度が上昇すると、水絶対量の公差が増加するため、温湿度センサ５１０による水蒸気量の検知精度が低下する。これに対して原料ガスの水蒸気絶対量が同一であっても、図３から理解できるように、原料ガスの温度が低下すると、原料ガスの相対湿度が相対的に上昇し、原料ガスに含まれる水絶対量の公差が減少するため、温湿度センサ５１０による水蒸気量の検知精度が高くなる。このため原料ガスの温度が３０℃以下、殊に２０℃以下であれば、水絶対量の公差は安定的に少なくなる。この結果、原料ガスの温度が低い方が、温湿度センサ５１０による検知精度が高くなる。ひいては温湿度センサ５１０を用いて脱硫器２００の残寿命の推定の精度を向上することが可能となる。これを考慮し、本実施形態によれば、上記したように原料ガスの温湿度ひいては水蒸気量を検知するための温湿度センサ５１０は、ケース５内において改質器２Ａおよび燃料電池１の温度の影響を受けにくい部位、即ち、ケース５内においてできるだけ低温の位置に設置されている。

上記したように温湿度センサ５１０を改質器２Ａおよび／または燃料電池１の温度の影響を受けにくい位置に設置することで、温湿度センサ５１０による水蒸気量の検知精度、ひいては脱硫器２００の脱硫剤の残寿命の推定の精度を向上することが可能となる。このため温湿度センサ５１０は、できるだけ高温にならないようにされている。この結果、温湿度センサ５１０の検知精度、ひいては脱硫器２００の脱硫剤の残寿命の推定の精度を向上することが可能となる。ポンプ６０は駆動により熱を帯びることがあるが、ポンプ６０は原料ガスを下流に向けて搬送させるものである。よって、温湿度センサ５１０はポンプ５０の上流に配置されているため、ポンプ５０の熱の影響をうけにくい。なお、脱硫器２００の脱硫剤の材質によっては、脱硫剤に対して原料ガスのメタン基が吸着または脱着するおそれがある。このようなときであっても図１に示すように、流量センサ３００は脱硫器２００の上流に配置されているため、流量センサ３００は脱硫器２００の吸着および脱着の影響を受けることが抑制されており、流量センサ３００の検知精度が確保されている。但し、流量センサ３００の構造によっては、流量センサ３００は脱硫器２００の下流に配置されても良い。

（実施形態２）
本実施形態は実施形態１と基本的には同様の構成であり、同様の作用効果を有する。図示しないものの、温湿度センサ５１０はケース５の底部５ｂ付近に設けられている。但し、弁箱５８０は設けられていない。

（実施形態３）
図４は前記した実施形態１と基本的には同様の構成であり、同様の作用効果を有する。原料ガス通路６において、遮断弁６９と脱硫器２００との間に吸湿剤９００が設けられている。このように原料ガス通路６において吸湿剤９００を脱硫剤２００の上流に設置することで、ガス配管工事時に起因するさし水等といった一過性の水蒸気流入に対して、吸湿剤９００の吸湿は有効に作用する。従って、脱硫器２００ひいてはシステムの設計寿命を確保することが可能となる。吸湿剤９００としては活性炭、シリカゲル等の多孔性材料が例示される。

（実施形態４）
本実施形態は実施形態１〜３と基本的には同様の構成であり、同様の作用効果を有するため、図１〜図４を準用する。制御部１００Ｘは、温湿度センサ５１０が検知した原料ガスの温度および湿度に関する物理量と、基準時期から脱硫器２００に流入した原料ガスの積算流量とに基づいて、脱硫器２００の残寿命を予測し、脱硫器２００の脱硫剤のメンテナンス（交換等）に関する情報を報知する。以下、制御部１００Ｘの手順と共に実行される操作を説明する。制御部１００Ｘは、温湿度センサ５１０が検知した原料ガスの温度および湿度と、流量センサ３００が検知した脱硫器２００に供給される原料ガスの単位時間当たりの流量に基づいて、脱硫剤に流入する水蒸気の積算量を算出することができる。この場合、制御部１００Ｘは、基準時期から原料ガスによって脱硫器２００に供給された水蒸気の流量の積算量を算出することができる。基準時期とは、新品の燃料電池システムの設置時期、または、脱硫器が交換された場合には、新品の脱硫器の交換終了時期をいう。交換は再生、処理を含む。

上記したように基準時期から現時点までの水蒸気の積算量に基づいて、制御部１００Ｘは、脱硫器２００の脱硫剤のうち水蒸気で劣化した脱硫剤量と，脱硫器２００の脱硫剤のうち水蒸気でまだ劣化していない脱硫剤量と，劣化していない脱硫剤によってこれから脱硫処理可能な原料ガスの総量とを算出することができる。これから脱硫剤で脱硫処理可能な原料ガスの総量が既定量以下となった場合には、制御部１００Ｘは、脱硫器２００の脱硫剤の残寿命が近いまたは無しと判断し、脱硫剤の交換を促す警報を出力する。この場合、警報としては、脱硫剤の交換を促す警報信号を警報器１０２に出力すること、燃料電池システムを直ちに停止させること、システムを所定時間経過後に停止させることのうちのいずれか少なくとも一つの操作を実行できる。この場合、脱硫剤の残寿命なしと判定されるときであっても、脱硫剤の残寿命が予備的にある程度存在することが好ましい。警報は視覚的警報、聴覚的警報、システムの運転を停止または中断させる警報でも良い。メンテナンス者、ユーザ等によって脱硫剤が交換されると、基準時期をリセットさせ、前記した水蒸気量の積算量を０にリセットし，これから脱硫処理可能な原料ガスの総量等を０にリセットさせ、再スタートする。

上記した本実施形態によれば、脱硫剤のうち水蒸気で劣化した劣化分，既に使用済み分含めて脱硫剤の残寿命を判断できる。このため脱硫剤を交換（再生、修理を含む）すれば、原料ガスに腐臭剤として含まれる硫黄成分が脱硫剤で脱硫されない不具合が抑制される。ひいては原料ガスに含まれる硫黄成分が、脱硫剤の下流側の改質器２Ａに流入することが抑制される。ひいては改質器２Ａ，燃料電池１の改質を抑制することが可能となる。

本実施形態によれば、前述したように算出したこれから脱硫処理可能な原料ガスの総量に基づいて、システムを定格発電運転（原料ガスの流量が最大）したときにおける脱硫器２００の脱硫剤の脱硫処理可能年数TMa（脱硫剤の残寿命に相当）算出する。そして、次回のメンテナンス時まで脱硫器２００の脱硫剤が脱硫処理能力を有するか否かを判断する。すなわち、次回のメンテナンス時まで脱硫器２００の脱硫剤の残寿命が存在するか否かを今回のメンテナンス時において判定する。このようにシステムの今回のメンテナンス時において、脱硫器２００の脱硫剤を交換させるか否かを判断することにしている。このためメンテナンス時以外に、脱硫剤の交換を行う煩わしさが解消され、ユーザーの負荷および負担を低減できる。また、本実施形態によれば、次回のメンテナンスまでの燃料電池システムの平均発電負荷（原料ガスの平均流量）と、原料ガスの平均流量とを算出し、これらに基づいて、脱硫器２００の脱硫剤の脱硫処理可能な年数（脱硫剤の残寿命に相当）を算出することもできる。そして、今回のメンテナンスにおいて、次回のメンテナンスまで脱硫剤の脱硫能力（脱硫剤の残寿命に相当）があるか否かを判断し、脱硫剤の交換の有無を決定することにしても良い。

（実施形態５）
本実施形態は実施形態１〜４と基本的には同様の構成であり、基本的には同様の作用効果を有する。脱硫器２００および脱硫剤の仕様を下記に示す。
［脱硫器２００の仕様］
脱硫剤２００の脱硫剤の量：A［L］これは１０年寿命に相当する脱硫剤の量である。
脱硫剤２００の脱硫剤で脱硫処理可能な原料ガスの総量（露点−15℃）：F［MNL］
脱硫器２００の脱硫剤に流入した水蒸気（水１ｋｇあたり）により脱硫処理できなくなる原料ガスの量（これは水１kgあたりで劣化する脱硫剤の劣化量に相当する）：ΔFO［MNL／kg］
下記の制御例１に基づいて脱硫器２００の脱硫剤の残寿命が予測される。

＜制御例１＞（図５参照）
図５に示すフローチャートはシステムの起動と共に開始される。
（ｉ）制御部１００Ｘは、原料ガスの流量を検知する流量センサ３００に基づいて、原料ガス通路６を流れる単位時間あたりの原料ガスの流量［NL/min］を計測する。これは制御部１００Ｘのメモリのエリアに格納される。制御部１００Ｘは、温湿度センサ５１０にて原料ガスのガス温度［℃］，原料ガスの相対湿度［%RH］を計測する。これは制御部１００Ｘのメモリのエリアに格納される。
（ｉｉ）制御部１００Ｘは、計測した原料ガスの流量、原料ガスの温度，原料ガスの湿度（相対湿度）に基づいて、基準時期から現時点まで脱硫器２００の脱硫剤へ流入した水の積算量［kg/min］を算出する。これは制御部１００Ｘのメモリのエリアに格納される。この場合、脱硫剤に流入する水量を次式に基づいて算出する。
脱硫剤に流入する水量＝原料ガスの流量 × 水蒸気分率／（１−水蒸気分率）
ここで、水蒸気分率＝原料ガスの温度に対する飽和水蒸気分率 × 相対湿度
（ｉｉｉ）上記した（ｉ）（ｉｉ）において、制御部１００Ｘは、基準時期を起算点とし、基準時期から現時点まで脱硫剤に流れた原料ガスのガス積算量Fａ［MNL］と，基準時刻から現時点までの脱硫剤に流入した水の積算量Wa［kg］を算出し、制御部１００Ｘのメモリに格納する。ここで、基準時期とは、新品の燃料電池システムの設置時期をいう。脱硫器が交換された場合には、新品の脱硫器の交換終了時期をいう。交換は再生、処理を含む。
（ｉｖ）制御部１００Ｘは、基準時刻から現時点までの脱硫剤へ流入した水の積算量Wa［kg］をメモリから読み込む（ステップＳ１０２）。制御部１００Ｘは、基準時期から現時点までの脱硫剤に流れる原料ガスのガス積算量Fａ［MNL］をメモリから読み込む（ステップＳ１０４）。

制御部１００Ｘは、将来にわたり脱硫剤で脱硫処理可能な原料ガスの量Daを算出する（ステップＳ１０６）。この場合、将来にわたり脱硫処理可能な原料ガスの量Da［MNL］は、次式に基づいて算出される。Da［MNL］＝F［MNL］−（ΔFO［MNL／kg］×Wa［kg］）−Fa［MNL］
ここで、量Da＝（脱硫器２００に搭載された脱硫剤の量、すなわち、脱硫剤が本来的に脱硫処理可能な原料ガスの量）−（原料ガスに含まれる水により劣化した脱硫剤量を原料ガスに換算した量）−（基準時刻から現時点まで既に脱硫剤で脱硫処理した原料ガスの量）
（ｖ）現時点から燃料電池システムの定格（最大）負荷で原料ガスを使用すると仮定するとき、定格仮定使用量faを求め、定格仮定使用量faに基づいて、脱硫剤の寿命終期までの残寿命の時間TMaを、次式に基づいて算出する（ステップＳ１０８）。TMa＝Da／ｆａ
（ｖｉ）残寿命時間TMaと既定年数TMbとを比較する（ステップＳ１１０）。残寿命時間TMaが既定年数TMb以上であれば（ステップＳ１１０のＹＥＳ）、残寿命時間TMaが充分であるため、燃料電池システムの運転を継続させる指令を出力する（ステップＳ１２０）。しかしながら残寿命時間TMaが既定年数TMb未満であれば（ステップＳ１１０のＮＯ）、脱硫器２００の脱硫剤の交換をユーザーに警報器１０２を出力し、脱硫剤の交換を指示する（ステップＳ１１２）。この場合、脱硫剤の交換完了までは燃料電池システムの運転を禁止させることが好ましい。脱硫器２００の脱硫剤が交換されないとき（ステップＳ１１４のＮＯ）、制御部１００Ｘは、交換させる警報を警報器１０２に継続的に出力する。
（ｖｉｉ）脱硫器２００の脱硫剤が新品に交換されると（ステップＳ１１４のＹＥＳ）、交換された信号が自動的にまたは交換者を介して制御部１００Ｘに入力される。すると制御部１００Ｘは、基準時期をリセットし、制御部１００Ｘは原料ガスのガス積算量を０にリセットし、脱硫剤に流入した水積算量を０としてリセットし（ステップＳ１１６）、メインルーチンに戻る。なお、上記した制御によれば、制御部１００Ｘは、脱硫剤の残寿命時間TMaを常時算出し、脱硫剤の残寿命時間TMaの終期または終期近くに到達した時点で、警報器１０２に警報を出力し，脱硫剤の交換を行う例を示す。しかし、燃料電池システムのメンテナンス時期等が予め決められている場合には、下記の制御例２も可能である。下記の制御例２は、メンテナンス時に脱硫器２００の脱硫剤を交換するか否かを判定する制御である。

（実施形態６）
図６は実施形態６を示す。本実施形態は前記した実施形態１〜４と基本的には同様の構成であり、同様の作用効果を有する。

＜制御例２＞（図６）
制御例２は基本的には前記した制御例１の場合と同様である。すなわち、制御部１００Ｘは、基準時刻から現時点までの脱硫剤へ流入した水の積算量Wa［kg］をメモリから読み込む（ステップＳ２０２）。制御部１００Ｘは、基準時期から現時点までの脱硫剤に流れた原料ガスのガス積算量Fａ［MNL］をメモリから読み込む（ステップＳ２０４）。制御部１００Ｘは、将来にわたり脱硫剤で脱硫処理可能な原料ガスの量Daを算出する（ステップＳ２０６）。この場合、将来にわたり脱硫処理可能な原料ガスの量Da［MNL］は、次式に基づいて算出される。
Da［MNL］＝Ｆ［MNL］−（ΔＦ０［MNL／kg］×Wa［kg］）−Fa［MNL］
ここで、量Da＝（脱硫器２００に搭載された脱硫剤の量、すなわち、脱硫剤が本来的に脱硫処理可能な原料ガスの量）−（原料ガスに含まれる水により劣化した脱硫剤量を原料ガスに換算した量）−（基準時刻から現時点まで既に脱硫剤で脱硫処理した原料ガスの量）
（ｖ）原料ガスの水蒸気が脱硫器２００の脱硫剤に流入した流入水の量を考慮し、脱硫剤の寿命終期までの残寿命時間TMaを次式に基づいて算出する。
TMa ＝Da／（ｆａ＋単位時間当りの流入水による原料ガスの劣化分に相当する原料ガスの量）
なお、脱硫剤への水流入量に関しては、原料ガスの露点の最悪条件（２０℃露点）、もしくは過去の平均露点のうちのいずれかに基づいて算出できる。
（ｖｉ）メンテナンス時において、制御部１００Ｘは、上記脱硫剤の寿命終期までの残寿命時間TMaと次回のメンテナンスまでの時間TMcを比較する（ステップＳ２１０）。TMaがTMc以上である場合（ステップＳ２１０のＹＥＳ）には、制御部１００Ｘは、次回のメンテナンス時まで脱硫器２００の脱硫剤の残寿命がもつと判断し、燃料電池システムをそのまま継続運転させる指令を出力する（ステップＳ２２０）。これに対して、TMaがTMc未満の場合には、制御部１００Ｘは、次回のメンテナンス時まで脱硫器２００の脱硫剤の残寿命がないと判断し、今回のメンテナンス時において脱硫器２００の脱硫剤を新しく交換させるように警報器１０２に警報を出力する（ステップＳ２１２）。脱硫剤が交換されるまで（ステップＳ２１４のＮＯ）、制御部１００Ｘは、脱硫器２００の脱硫剤を交換するように警報器１０２に警報を出力する。交換すると、交換された信号が自動的にまたは交換者を介して制御部１００Ｘに入力される。
（ｖｉｉ）脱硫器２００の脱硫剤の交換に伴い（ステップＳ２１４のＹＥＳ）、制御部１００Ｘは、基準時期をリセットとし、上記した原料ガスのガス積算量を０としてリセットし、脱硫剤に流入した水積算量を０としてリセットし、メインルーチンに戻る。なお、脱硫剤の残寿命予測を精度良くし、メンテナンスコスト等を低減させるために下記の制御例３を実施しても良い。

＜制御例３＞（図６）
制御例３は基本的には制御例２に基づく。但し、上記した制御例２において、脱硫剤の寿命終期までの残寿命時間TMaを下式に基づいて算出することができる。ここで、ｆｂ：過去の単位時間当たりの原料ガスの平均流量とする。 TMa ＝Da／ｆｂ
本制御により、電力使用が多く原料ガス使用量が多いようなユーザーについては、制御例２と同様とすることができる。また、電力使用が少なく原料ガス使用量が少ないようなユーザーについては、１０年間のトータルの原料ガスの使用量が少ないため、脱硫剤を交換をせずシステムの運転が可能となる。これにより、脱硫剤の交換に伴うコストアップができるだけ抑えられる。

（実施形態７）
図７は実施形態７を示す。図７に示すように、上記した発電モジュール１８（加熱源）の断熱壁１９の側面１９ｓ（表面）には、常温設置用の脱硫器２００に換えて、高温設置用の脱硫器１００が伝熱可能に接触させつつ、図略の取付具により取り付けられている。断面壁１９の上面または下面に取り付けても良い。第１脱硫器１００の脱硫室１０１には第１脱硫剤が収容されている。第１脱硫剤はゼオライトに銀やニッケルや鉄などの金属成分を含有させていることが好ましい。発電モジュール１８の熱は高温設置型の第１脱硫器１００に伝熱および輻射熱により伝達される。図７に示すように、第１脱硫器１００の脱硫室１０１は、Ｕターン用の複数の開口１０３ｍを形成する複数の仕切板１０４ｍにより仕切られて複数回曲成されている。入口１０１ｉから流入した原料ガスは蛇行するように複数回Ｕターンを繰り返し、脱硫距離を確保し、出口１０１ｐから改質器２Ａに向けて吐出される。第１脱硫器１００の厚みｔｘは発電モジュール１８の幅ｔｙよりも薄く、偏平箱形状をなすことが好ましい。この場合、発電モジュール１８の断熱壁１９の側面１９ｓ（表面）からの受熱面積を増加でき、第１脱硫器１００に収容されている第１脱硫剤の温度ばらつきの低減に有利である。システムを長期間停止していた場合等のように、システムの起動時に発電モジュール１８の断熱壁１９が高温ではないことがある。そこで図７に示すように、高温設置型の第１脱硫器１００の外壁面に電気ヒータ１０９を設けることが好ましい。システムの起動時には、電気ヒータ１０９により高温設置型の第１脱硫器１００の第１脱硫剤を暖め、５０℃以上の温度環境に設定する。発電モジュール１８の断熱壁１９が高温になったら、電気ヒータ１０９をオフさせれば良い。場合によっては、電気ヒータ１０９を廃止させても良い。なお、各実施形態について、高温設置型の第１脱硫器１００に電気ヒータを設けることが好ましい。

（実施形態８）
図８は実施形態８を示す。本実施形態は実施形態１〜７と基本的には同様の構成、同様の作用効果を有する。図８に示すように、原料ガスの温度および湿度，露点を計測する方法として多種あるが、搭載可能と考えられる温湿度センサ５１０としては、抵抗式の温湿度センサ，静電容量式の温湿度センサが好ましい。特に静電容量式が好ましい。図８は、静電容量式センサの特性を示す。図８に示すように、０℃から１００℃まで比例的な特性が得られるため、高い検知精度を期待できる。

（適用形態１）
図９は適用形態１の概念を示す。図９に示すように、燃料電池システムは、燃料電池１と、液相状の水を蒸発させて水蒸気を生成させる蒸発部２と、蒸発部２で生成された水蒸気を用いて燃料を改質させてアノードガスを形成する改質部３と、蒸発部２と改質部３を加熱する燃焼部１０５と、蒸発部２に供給される液相状の水を溜めるタンク４と、これらを収容するケース５とを有する。燃料電池１は、イオン伝導体を挟むアノード（燃料極）１０とカソード１１（酸化剤極）とをもち、例えば、ＳＯＦＣとも呼ばれる固体酸化物燃料電池（運転温度：例えば４００℃以上）を適用できる。アノード１０側から排出されたアノード排ガスはアノード排ガス路１０３を介して、燃焼部１０５に供給される。カソード１１側から排出されたカソード排ガスはカソード排ガス路１０４を介して、燃焼部１０５に供給される。燃焼部１０５はアノード排ガスとカソード排ガスとを燃焼させ蒸発部２と改質部３を加熱させる。燃焼部１０５には燃焼排ガス路７５が設けられ、燃焼部１０５における燃焼後のガスおよび、未燃焼のガスを含む燃焼排ガスが燃焼排ガス路７５を介して大気中に放出される。改質部３は、セラミックス等の担体に改質触媒を担持させて形成されており、蒸発部２に隣設されている。改質部３および蒸発部２は改質器２Ａを構成しており、燃料電池１と共に断熱壁１９で包囲され、発電モジュール１８を形成している。発電モジュール１８内には、改質部３，蒸発部２を加熱する燃焼部１０５が設けられている。アノード１０側から排出されたアノード排ガスは、流路１０３を介して燃焼部１０５に供給される。カソード１１側から排出されたカソード排ガスは、流路１０４を介して燃焼部１０５に供給される。発電運転時には、燃焼部１０５はアノード１０から排出されたアノード排ガスを、カソード１１から排出されたカソード排ガスで燃焼させ、蒸発部２および改質部３を加熱させる。燃焼部１０５には燃焼排ガス路７５が設けられ、燃焼部１０５における燃焼後のガス、未燃焼のガスを含む燃焼排ガスが燃焼排ガス路７５を介して大気中に放出される。改質部３の温度を検知する温度センサ３３が設けられている。着火させるヒータである着火部３５が燃焼部１０５に設けられている。着火部３５は燃料に着火できるものであれば何でも良い。外気の温度を検知する外気温度センサ５７が設けられている。温度センサ３３，５７の信号は制御部１００Ｘに入力される。制御部１００Ｘは警報器１０２に警報を出力する。

システムの発電運転時には、改質器２Ａは改質反応に適するように断熱壁１９内において加熱される。発電運転時には、蒸発部２は水を加熱させて水蒸気とさせ得るように加熱される。燃料電池１がＳＯＦＣタイプの場合には、アノード１０側から排出されたアノード排ガスとカソード１１側から排出されたカソード排ガスが燃焼部１０５で燃焼するため、改質部３および蒸発部２は、発電モジュール１８の内部において同時に加熱される。図９に示すように、原料ガス通路６は、ガス源６３から原料ガスを改質器２Ａに供給させるものであり、ポンプ６０、高温設置型の第１脱硫器１００、低温設置型の第２脱硫器２００、流量センサ３００、チャッキ弁５００をもつ。

図９は、あくまでも燃料電池システムの一例の概念的なレイアウトを示す。脱硫器２００は、ゼオライト系の多孔質物質を基材とする脱硫剤を収容しており、発電モジュール１８（熱源）の断熱壁１９から離間して設置されている。燃料電池１のカソード１１には、カソードガス（空気）をカソード１１に供給させるためのカソードガス通路７０が繋がれている。カソードガス通路７０には、カソードガス搬送用の搬送源として機能するカソードポンプ７１が設けられている。図９に示すように、ケース５は外気に連通する吸気口５０と排気口５１とをもち、更に、第１室である上室空間５２と、第２室である下室空間５３とをもつ。燃料電池１は、改質部３および蒸発部２と共に、ケース５の上側つまり上室空間５２に収容されている。ケース５の下室空間５３には、改質部３で改質される液相状の水を溜めるタンク４が収容されている。タンク４には、電気ヒータ等の加熱機能をもつ加熱部４０が設けられている。加熱部４０は、タンク４に貯留されている水を加熱させるものであり、電気ヒータ等で形成できる。外気温度等の環境温度が低いとき等には、制御部１００Ｘからの指令に基づいて、タンク４の水は加熱部４０により所定温度以上に加熱され、凍結が抑制される。図９に示すように、下室空間５３側のタンク４の出口ポート４ｐと上室空間５２側の蒸発部２の入口ポート２ｉとを連通させると共に給水通路８が、配管としてケース５内に設けられている。図９に示すように、ケース５内において、タンク４は蒸発部２の下側に配置されているため、給水通路８は基本的には縦方向に沿って延びる。給水通路８は、タンク４内に溜められている水をタンク４から蒸発部２に供給させる通路である。給水通路８には、タンク４内の水を蒸発部２まで搬送させる水搬送源として機能するポンプ８０が設けられている。制御部１００Ｘはポンプ８０，７１，７９，６０を制御する。

システムの起動時において、ポンプ６０が駆動すると、原料ガス通路６から原料ガスが蒸発部２，改質部３，アノードガス通路７３，燃料電池１のアノード１０，流路１０３を介して燃焼部１０５に流れる。カソードポンプ７１によりカソード流体（空気）がカソードガス通路７０、カソード１１，流路１０４を介して燃焼部１０５に流れる。この状態で着火部３５が着火すると、燃焼部１０５において燃焼が発生し、改質部３および蒸発部２が加熱される。このように改質部３および蒸発部２が加熱された状態で、ポンプ８０が駆動すると、タンク４内の水はタンク４の出口ポート４ｐから蒸発部２の入口ポート２ｉに向けて給水通路８内を搬送され、蒸発部２で加熱されて水蒸気とされる。水蒸気は、原料ガス通路６から供給される燃料（ガス状が好ましいが、場合によっては液相状としても良い）と共に改質部３に移動する。改質部３において原料ガスは水蒸気で改質されてアノードガス（水素含有ガス）となる。アノードガスはアノードガス通路７３を介して燃料電池１のアノード１０に供給される。更にカソードガス（酸素含有ガス、ケース５内の空気）がカソードガス通路７０を介して燃料電池１のカソード１１に供給される。これにより燃料電池１が発電する。アノード１０から排出されたアノード流体のオフガス、カソード１１から排出されたカソード流体のオフガスは、流路１０３，１０４を通過し、燃焼部１０５に至り、燃焼部１０５で燃焼される。高温の排ガスは、排ガス通路７５を介してケース５の外方に排出される。

システムの発電運転時において、ポンプ８０が駆動すると、タンク４内の水は、タンク４の出口ポート４ｐから蒸発部２の入口ポート２ｉに向けて給水通路８内を搬送され、蒸発部２で加熱されて水蒸気とされる。水蒸気は原料ガス通路６から供給される原料ガスと共に改質部３に移動する。改質部３において燃料は、水蒸気で改質されてアノードガス（水素含有ガス）となる。なお燃料がメタン系である場合には、水蒸気改質によるアノードガスの生成は、次の（１）式に基づくと考えられている。但し燃料はメタン系に限定されるものではない。
（１）…ＣＨ_４＋２Ｈ_２Ｏ→４Ｈ_２＋ＣＯ_２
ＣＨ_４＋Ｈ_２Ｏ→３Ｈ_２＋ＣＯ
生成されたアノードガスはアノードガス通路７３を介して燃料電池１のアノード１０に供給される。更にカソードガス（酸素含有ガス、ケース５内の空気）がカソードガス通路７０を介して燃料電池１のカソード１１に供給される。これにより燃料電池１が発電する。燃料電池１で排出された高温の排ガスは、排ガス通路７５を介してケース５の外方に排出される。

排ガス通路７５には、凝縮機能をもつ熱交換器７６が設けられている。貯湯槽７７に繋がる貯湯通路７８および貯湯ポンプ７９が設けられている。貯湯通路７８は往路７８ａおよび復路７８ｃをもつ。貯湯槽７７の低温の水は、貯湯ポンプ７９の駆動により、貯湯槽７７の吐出ポート７７ｐから吐出されて往路７８ａを通過し、熱交換器７６に至り、熱交換器７６の熱交換作用により加熱される。熱交換器７６で加熱された温水は、復路７８ｃを介して帰還ポート７７ｉから貯湯槽７７に帰還する。このようにして貯湯槽７７の水は温水となる。前記した排ガスに含まれていた水蒸気は、熱交換器７６で凝縮されて凝縮水となる。凝縮水は、熱交換器７６から延設された凝縮水通路４２を介して重力等により水精製器４３に供給される。水精製器４３はイオン交換樹脂等の水精製器４３ａを有するため、凝縮水の不純物は除去される。不純物が除去された水は水タンク４に移動し、水タンク４に溜められる。ポンプ８０が駆動すると、水タンク４内の水は給水通路８を介して高温の蒸発部２に供給され、蒸発部２で水蒸気とされて改質部３に供給され、改質部３において燃料を改質させる改質反応として消費される。図９に示すように、温湿度センサ５１０は、ケース５内において改質器２Ａや燃料電池１の温度の影響を受けにくく場所に設置されている。具体的には、温湿度センサ５１０はケース５内において原料ガス通路６の上流側に配置されている。原料ガス通路６のうち遮断弁６９から発電モジュール１８の入口１８ｉまでの長さを１００として相対表示するとき、温湿度センサ５１０は、遮断弁６９から下流に向けて０．１〜３０の領域、特に０．１〜２０の領域に配置されていることが好ましい。従って、温湿度センサ５１０は、原料ガス通路６において脱硫器２００，流量センサ３００，ポンプ６０よりも上流に設けられている。このため、温湿度センサ５１０は、ケース５の外部の外気温度に近い温度となっている。

更に説明を加える。図９に示すように、ケース５の内部には、遮断弁６９を覆う弁収容室５８２を形成する弁箱５８０が設けられている。弁箱５８０は壁体５８１，５８２，５８３等を有する。壁体５８１，５８２は金属板でも良いし、熱伝達率が低い断熱材料で形成された断熱壁でも良い。上記したように温湿度センサ５１０は、ケース５の底部側の弁箱５８０の弁収容室５８２において、遮断弁６９の下流に位置するように収容されている。この場合、温湿度センサ５１０は改質器２Ａおよび燃料電池１の温度の影響を受けにくい部位に設けられており、できるだけ高温にならないようにされている。この場合、温湿度センサ５１０による検知精度が高くなる。この結果、原料ガスから脱硫器２００に流入する水蒸気量を精度良く検知可能となり、脱硫剤の水蒸気による劣化量を精度よく検知可能となる。これにより、脱硫器２００の寿命判定、脱硫器２００の脱硫剤の交換指示の精度が向上する。なお、ケース５内の空気は昇温されると、ケース５内を上昇するため、弁箱５８０は、昇温されにくいようにケース５の底部５ｂ側に設けられている。よってケース５内の温湿度センサ５１０も昇温されにくくされている。弁収容室５８２は、遮断弁６９から原料ガスが漏れた場合に、漏れたガスの希薄化を抑えて漏れをガスセンサ等によってできるだけ早期に発見できるように、実質的に密閉された閉鎖室されている。この意味においても、ケース５内の熱気が弁箱５８０の弁収容室５８２に侵入することが抑制されている。従って、弁収容室５８２に収容された温湿度センサ５１０の昇温は、抑制されている。ガスセンサは弁収容室５８２に配置されていることが好ましい。

本実施形態においても、制御部１００Ｘは、温湿度センサ５１０が検知した原料ガスの温度および湿度に関する物理量と、基準時期から現時点まで脱硫器２００に流入した原料ガスの積算流量とに基づいて、脱硫器２００の脱硫剤の交換等のメンテナンスに関する情報を警報器１０２に等に報知する。

（その他）
本発明は上記し且つ図面に示した各実施形態および適用形態のみに限定されるものではなく、要旨を逸脱しない範囲内で適宜変更して実施できる。燃料電池は、固体酸化物形燃料電池に限定されず、場合によっては、固体高分子電解質形燃料電池でも良いし、リン酸形燃料電池でも良く、溶融炭酸塩形燃料電池でも良い。要するに、原料ガスを脱硫させる脱硫器を有する燃料電池システムであれば良い。原料ガスも特に制限されず、硫黄成分を付臭剤として含むガスが挙げられ、都市ガス、プロパンガス、バイオガス、ＬＰＧガス、ＣＮＧガス等を例示できる。

１は燃料電池、１０はアノード、１１はカソード、２Ａは改質器、２は蒸発部、３は改質部、５はケース、１８は発電モジュール、１９は断熱壁、６０はポンプ（ガス搬送源）、７０はカソードガス通路、７３はアノードガス通路、７５は排ガス通路、１００Ｘは制御部、２００は脱硫器、６は原料ガス通路、５１０は温湿度センサ、５８０は弁箱、５８２は弁収容室を示す。

Claims

原料ガスを改質させて水素を含有するアノードガスを形成する改質器と、前記アノードガスが供給されるアノードとカソードガスが供給されるカソードとを有する燃料電池と、原料ガスを前記改質器に供給させる原料ガス通路と、前記原料ガス通路に設けられ前記原料ガスに含まれる硫黄成分を除去させる脱硫器と、前記原料ガス通路に設けられ前記脱硫器に供給される原料ガスの温度および湿度に関する物理量を検知する温湿度センサと、前記改質器と前記燃料電池と前記原料ガス通路と前記脱硫器と前記温湿度センサとを収容するケースを具備する燃料電池システムにおいて、
前記改質器および／または前記燃料電池の温度の影響を受けにくいように、前記原料ガス通路を遮断させる遮断弁と前記温湿度センサとを配設する弁収容室を形成する弁箱が前記ケースの内部に設けられ、
前記改質器、前記燃料電池及び前記脱硫器が前記弁箱の外部に配設されている燃料電池システム。
請求項１において、前記弁箱の外部の前記原料ガス通路に配設されるポンプを具備する燃料電池システム。
請求項１または２において、前記原料ガス通路を流れる前記原料ガスの流量を検知する流量センサと、制御部とが設けられており、前記制御部は、前記温湿度センサが検知した原料ガスの温度および湿度に関する物理量と、基準時期から前記脱硫器に流入した前記原料ガスの積算流量とに基づいて、前記脱硫器のメンテナンスに関する情報を報知する燃料電池システム。