JP5380633B1 - 固体酸化物形燃料電池システム - Google Patents

固体酸化物形燃料電池システム Download PDF

Info

Publication number
JP5380633B1
JP5380633B1 JP2013533047A JP2013533047A JP5380633B1 JP 5380633 B1 JP5380633 B1 JP 5380633B1 JP 2013533047 A JP2013533047 A JP 2013533047A JP 2013533047 A JP2013533047 A JP 2013533047A JP 5380633 B1 JP5380633 B1 JP 5380633B1
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
condensed water
fuel cell
gas
solid oxide
oxide fuel
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
JP2013533047A
Other languages
English (en)
Other versions
JPWO2014002345A1 (ja
Inventor
剛広 丸山
晋 小林
邦弘 鵜飼
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Panasonic Corp
Panasonic Holdings Corp
Original Assignee
Panasonic Corp
Matsushita Electric Industrial Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Panasonic Corp, Matsushita Electric Industrial Co Ltd filed Critical Panasonic Corp
Priority to JP2013533047A priority Critical patent/JP5380633B1/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP5380633B1 publication Critical patent/JP5380633B1/ja
Publication of JPWO2014002345A1 publication Critical patent/JPWO2014002345A1/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04014—Heat exchange using gaseous fluids; Heat exchange by combustion of reactants
    • H01M8/04022—Heating by combustion
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04029—Heat exchange using liquids
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04067—Heat exchange or temperature measuring elements, thermal insulation, e.g. heat pipes, heat pumps, fins
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04067—Heat exchange or temperature measuring elements, thermal insulation, e.g. heat pipes, heat pumps, fins
    • H01M8/04074—Heat exchange unit structures specially adapted for fuel cell
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04126—Humidifying
    • H01M8/04141—Humidifying by water containing exhaust gases
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04156—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal
    • H01M8/04164—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal by condensers, gas-liquid separators or filters
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04291—Arrangements for managing water in solid electrolyte fuel cell systems
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/0444—Concentration; Density
    • H01M8/04485—Concentration; Density of the coolant
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04664—Failure or abnormal function
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04791—Concentration; Density
    • H01M8/04813—Concentration; Density of the coolant
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H01M8/0618—Reforming processes, e.g. autothermal, partial oxidation or steam reforming
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H01M2008/1293—Fuel cells with solid oxide electrolytes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2300/00—Electrolytes
    • H01M2300/0017—Non-aqueous electrolytes
    • H01M2300/0065—Solid electrolytes
    • H01M2300/0068—Solid electrolytes inorganic
    • H01M2300/0071—Oxides
    • H01M2300/0074—Ion conductive at high temperature
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

改質器（１０）と、改質器からアノード（１４）へ供給される水素含有ガスと、カソード（１６）へ供給される空気とを用いて発電する固体酸化物形燃料電池（１２）と、アノードオフガス、および、アノードオフガスを燃焼させて得られる燃焼排ガス、の少なくともいずれか一方を放熱させて凝縮水を生成する放熱器（１７）と、放熱器から供給される凝縮水を循環させる凝縮水循環経路（２０）と、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水を貯溜する凝縮水タンク（２２）と、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水を循環させる凝縮水ポンプ（２４）と、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水と固体酸化物形燃料電池から排出されるオフガスとの間で熱交換を行わせる凝縮水−オフガス熱交換器（２６）と、を備え、改質器に供給される水の少なくとも一部は凝縮水である、固体酸化物形燃料電池システム（９０）。

Description

本発明は、固体酸化物形燃料電池システムに関する。より詳細には、加湿された空気と原料とを用いて水素含有ガスを生成する改質器を備えた固体酸化物形燃料電池システムに関する。
特許文献１は、アノードからの排出ガスに含まれる水蒸気を凝縮させて液体の水を生成する凝縮器を備えた、燃料電池システムを開示する（図３）。該燃料電池システムは、固体酸化物形燃料電池システムとしても構成されうる（カラム４：５２−５６行）。
特許文献２は、固体酸化物形燃料電池にて発生する排熱を利用して加温された加湿用水に接触させることによって、部分酸化反応器に送給される部分酸化用空気を露点８０℃以上となるように加湿する酸化用空気加湿手段を備えた、固体酸化物形燃料電池システムを開示する（要約、図１）。部分酸化反応器は、脱硫処理された燃料ガスを酸化触媒の下で部分酸化反応させて水素を含む還元性ガスを生成する（請求項１）。加湿用水は、上水供給源から供給され、加湿手段から排出された水は貯湯タンクに貯溜される（図１）。
米国特開第７８５８２５６号明細書 特開２００５−３１７４８９号公報
上水を供給するインフラストラクチャが不十分であり、かつ、気温が高くなりやすい環境において、従来の燃料電池システムでは、安定した電力供給をすることが困難であった。
本発明は、上記従来の課題に対応するもので、上水を供給するインフラストラクチャが不十分であり、かつ、気温が高くなりやすい環境において、従来より安定して電力を供給できる燃料電池システムを提供することを目的とする。
また、本発明の別の目的は、固体酸化物形燃料電池システムから排出されるガスに含まれる水分を回収して原料の改質に用いる固体酸化物形燃料電池システムにおいて、エネルギーを有効利用しつつ、改質用の水の供給を安定化させることにある。
本発明の固体酸化物形燃料電池システムの一態様（aspect）は、原料と水とを用いて水素含有ガスを生成する改質器と、アノードとカソードとを備える固体酸化物形燃料電池であって、前記改質器から前記アノードへ供給される前記水素含有ガスと、前記カソードへ供給される空気とを用いて発電する固体酸化物形燃料電池と、前記アノードから排出されるアノードオフガス、および、前記アノードオフガスを燃焼させて得られる燃焼排ガスの少なくともいずれか一方を放熱させて凝縮水を生成する放熱器と、前記放熱器から供給される前記凝縮水を循環させる凝縮水循環経路と、前記凝縮水循環経路に設けられ、前記凝縮水を貯溜する凝縮水タンクと、前記凝縮水循環経路に設けられ、前記凝縮水を循環させる凝縮水ポンプと、前記凝縮水循環経路に設けられ、前記凝縮水と前記固体酸化物形燃料電池から排出されるオフガスとの間で熱交換を行わせる凝縮水−オフガス熱交換器と、を備え、前記改質器に供給される前記水の少なくとも一部は前記凝縮水である。
本発明の一態様によれば、固体酸化物形燃料電池システムから排出されるガスに含まれる水分を回収して原料の改質に用いる固体酸化物形燃料電池システムにおいて、エネルギーを有効利用しつつ、改質用の水の供給を安定化できるという効果を奏する。
本発明の別の態様によれば、上水を供給するインフラストラクチャが不十分であり、かつ、気温が高くなりやすい環境において、従来より安定して電力を供給できるという効果を奏する。
図１は、第１実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。 図２は、第２実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。 図３は、第２実施形態の変形例にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。 図４は、第３実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。 図５は、第４実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。 図６は、第４実施形態の変形例にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。 図７は、第５実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。 図８は、第６実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。 図９は、第７実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。 図１０は、第８実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。 図１１は、第９実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
発明者らは、燃料電池システムから排出されるガスに含まれる水分を回収して原料の改質に用いる燃料電池システムにおいて、エネルギーを有効利用しつつ改質用の水の供給を安定化すべく鋭意検討を行った。その結果、以下の知見を得た。
すなわち、燃料電池システムから排出されるガスに含まれる水分を凝縮水として貯溜する場合、凝縮水経路の内部で雑菌等が繁殖して、凝縮水を改質器へと供給するポンプに目詰まり等が発生する場合がある。該目詰まり等が、改質用の水の供給を不安定化しうる。
そこで本発明者らは、凝縮水ポンプにより凝縮水循環経路中で凝縮水を循環させると共に、凝縮水と固体酸化物形燃料電池から排出されるオフガスとの間で熱交換を行わせる凝縮水−オフガス熱交換器を設け、凝縮水をオフガスにより加熱することに想到した。かかる構成では、凝縮水が加熱されることで雑菌等の繁殖を低減できる一方で、該加熱はオフガスにより行われるため、排熱エネルギーを有効利用できる。
また、発明者らは、上水を供給するインフラストラクチャが不十分であり、かつ、気温が摂氏約５０度程度にまで高くなりやすい環境において、従来よりも安定した電力供給を可能とする固体酸化物形燃料電池システムを開発すべく、鋭意検討を行った。その結果、以下の知見を得た。
すなわち、インフラストラクチャからの水供給に依存できない場合、燃料電池から排出されるオフガスから水を回収することが考えられる。固体酸化物型燃料電池システムにおいて、アノードオフガスの露点は、例えば摂氏８０度程度と高い。よって、アノードガスから凝縮水を回収すれば、気温が摂氏５０度程度と高温であっても、十分な量の凝縮水を回収できる。
しかしながら、回収した凝縮水を従来のようにポンプ等により蒸発器に供給して蒸発させる場合、微量の水を安定して蒸発器に供給可能なポンプが必要となる。かかるポンプは高価であり、メンテナンスも困難となる。
そこで本発明者らは、蒸発器で水を蒸発させて改質器に供給するのではなく、凝縮水を燃料電池のオフガスで加温し、得られた温水を循環させ、該温水で空気を加湿して改質器に供給することに想到した。かかる構成では、水蒸気の供給量は、凝縮水の温度および循環量等を介して適切に制御できる。よって、上水を供給するインフラストラクチャが不十分であり、かつ、気温が摂氏約５０度程度にまで高くなりやすい環境において、従来よりも安定して電力を供給できる。なお、空気に加え、原料が加湿されてもよい。
（第1実施形態）
第１実施形態の固体酸化物形燃料電池システムは、原料と水とを用いて水素含有ガスを生成する改質器と、アノードとカソードとを備える固体酸化物形燃料電池であって、改質器からアノードへ供給される水素含有ガスと、カソードへ供給される空気とを用いて発電する固体酸化物形燃料電池と、アノードから排出されるアノードオフガス、および、アノードオフガスを燃焼させて得られる燃焼排ガス、の少なくともいずれか一方を放熱させて凝縮水を生成する放熱器と、放熱器から供給される凝縮水を循環させる凝縮水循環経路と、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水を貯溜する凝縮水タンクと、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水を循環させる凝縮水ポンプと、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水と固体酸化物形燃料電池から排出されるオフガスとの間で熱交換を行わせる凝縮水−オフガス熱交換器と、を備え、改質器に供給される水の少なくとも一部は凝縮水である。
かかる構成では、燃料電池システムから排出されるガスに含まれる水分を回収して原料の改質に用いる燃料電池システムにおいて、凝縮水が加熱されることで雑菌等の繁殖を低減できる。一方で、該加熱はオフガスにより行われるため、排熱エネルギーを有効利用できる。よって、エネルギーを有効利用しつつ、改質用の水の供給を安定化することができる。
「固体酸化物形燃料電池から排出されるオフガス」には、カソードから排出されるカソードオフガス、アノードから排出されるアノードオフガス、および、カソードオフガスとアノードオフガスとを燃焼させて得られる燃焼ガス等が含まれる。
「アノードオフガスを燃焼させて得られる燃焼排ガス」において、アノードオフガスを燃焼させる酸化剤ガスは、例えば、空気でもよいし、カソードオフガスでもよい。
［装置構成］
図１は、第１実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
図１に示す例において、本実施形態の固体酸化物形燃料電池システム９０は、改質器１０と、固体酸化物形燃料電池１２と、放熱器１７と、凝縮水循環経路２０と、凝縮水タンク２２と、凝縮水ポンプ２４と、凝縮水−オフガス熱交換器２６と、改質水ポンプ２７と、を備えている。
改質器１０は、原料と水とを用いて水素含有ガスを生成する。図１に示す例において、凝縮水は、改質水ポンプ２７により、改質水経路６１を介して、改質器１０へと供給される。原料は、原料経路６０を介して、改質器１０へと供給される。改質器１０は、アノードガス経路を介して、水素含有ガスをアノード１４へと供給する。凝縮水が、改質器１０へ供給されるガス（原料、空気等）を加湿するために利用されることで、凝縮水が改質器１０へと供給されてもよい。
原料は、例えば、ＬＰＧガス、プロパンガス、ブタンガス、メタンを主成分とする都市ガス等の少なくとも炭素及び水素から構成される有機化合物を含むガス、灯油、アルコール等とすることができる。灯油、アルコール等の液体原料を用いる場合には、改質器１０に供給される前に、加熱されて気化されてもよい。
改質器１０では、例えば、原料と水蒸気とを用いて、水蒸気改質反応（Steam Reforming）が行われてもよい。
改質器１０では、例えば、原料に含まれる炭化水素と、加湿された空気に含まれる水と酸素とを用いて、酸化的水蒸気改質反応（Oxidative Steam Reforming）が行われてもよい。酸化的水蒸気改質反応を利用した場合、熱収支の点で改質反応が進行しやすくなり、水蒸気改質を利用する場合よりも改質器１０を小型化できる。また、原料中に硫黄化合物が含まれていても、ＳＯ２に変換されやすくなり、スタック内の触媒が被毒されにくくなる。
改質器１０は、例えば、容器中に改質触媒が充填されて構成される。改質触媒は、例えば、白金およびロジウムの少なくとも一方を含浸したアルミナ担体を用いることができる。なお、改質触媒は特に限定されず、例えば、水蒸気改質反応および酸化的水蒸気改質反応の少なくともいずれか一方を進行させることのできる多様な触媒を用いることができる。
固体酸化物形燃料電池１２は、アノード１４とカソード１６とを備える固体酸化物形燃料電池であって、改質器１０からアノード１４へ供給される水素含有ガスと、カソード１６へ供給される空気とを用いて発電する。図１に示す例において、空気は、カソードガス経路６８を介して、カソード１６へと供給される。カソードガス経路６８には、図示されない空気供給器を備えていてもよい。固体酸化物形燃料電池１２は、例えば、アノード１４とカソード１６との間で発電反応を行って発電する複数の燃料電池単セルを直列に接続して構成される。
かかる燃料電池単セルには、例えば、イットリア安定化ジルコニア（ＹＳＺ）を電解質等に用いた公知の構成を採用しうる。燃料電池単セルの材料としては、イットリビウムやスカンジウムをドープしたジルコニア、あるいはランタンガレート系の固体電解質を用いることもできる。イットリア安定化ジルコニアを用いた燃料電池単セルでは、電解質の厚みにも依存するが、例えば、摂氏６００度から摂氏１０００度程度の温度範囲で発電反応が行われる。
固体酸化物形燃料電池１２の発電により得られた電力は、図示されない端子を介して外部負荷へと供給される。外部付加としては、例えば、携帯電話の基地局を構成する装置とすることができる。
放熱器１７は、アノード１４から排出されるアノードオフガスを放熱させて凝縮水を生成する。図１に示す例では、放熱器１７は、アノード１４に接続されたアノードオフガス経路６４に設けられる。
アノードオフガスの露点は、一般に、摂氏約８０度と高く、摂氏５０度程度にまで冷却すれば、十分な量の凝縮水が得られる。よって、放熱器１７は、例えば、気温が高く上水を供給するインフラストラクチャが不十分であっても、必要量の水素含有ガスを生成するための水の全量を凝縮水で賄えるように構成されてもよい。すなわち、固体酸化物形燃料電池システム９０は、高温地域においても水自立が可能な酸化的水蒸気改質反応型の固体酸化物形燃料電池システムとして構成されうる。ここでいう「水自立が可能な」とは、外部からの水供給に依存せず、原料等から得られる水により固体酸化物形燃料電池システムの運転を継続できることをいう。
放熱器１７は、アノード１４から排出されるアノードオフガスを燃焼させて得られる燃焼排ガスを放熱させて凝縮水を生成してもよい。この場合、放熱器１７は、燃焼排ガス経路に設けられる。燃焼排ガスの露点は、一般に、摂氏約７０度と高く、摂氏５０度程度にまで冷却すれば、十分な量の凝縮水が得られる。
放熱器１７は、アノードオフガスおよび燃焼排ガスの少なくともいずれか一方を冷却できる機器であれば、どのような構成であってもよい。冷却方法は、ガスを大気で直接冷却する方式でもよいし、ガスを循環不凍液等の冷媒と熱交換させ、該冷媒をラジエタ等により大気で冷却する方式であってもよい。放熱器１７としては、例えば、シェルアンドチューブ式の熱交換器を用いることができる。
凝縮水循環経路２０は、放熱器１７から供給される凝縮水を循環させる。図１に示す例において、凝縮水循環経路２０は、配管等により構成され、凝縮水タンク２２を起点とすると、凝縮水ポンプ２４と、凝縮水−オフガス熱交換器２６とをこの順に接続し、終点が凝縮水タンク２２に接続されている。なお、凝縮水タンク２２と、凝縮水ポンプ２４と、凝縮水−オフガス熱交換器２６との接続の順番は上記に限定されるものではない。
凝縮水タンク２２は、凝縮水循環経路２０に設けられ、凝縮水を貯溜する。図１に示す例では、凝縮水タンク２２に、放熱器１７の下流側のアノードオフガス経路６４から分岐した凝縮水供給経路６６が接続されている。かかる構成では、放熱器１７で生成した凝縮水が、凝縮水供給経路６６を通じて、凝縮水タンク２２へと供給される。なお、凝縮水供給経路６６が凝縮水循環経路２０の他の部位に接続されていてもよい。
凝縮水タンク２２は、起動時に凝縮水タンク２２に固体酸化物形燃料電池システム９０の外部にある上水インフラストラクチャから上水を供給する水供給機構を備えていてもよい。凝縮水タンク２２は、不使用時に凝縮水タンク２２から水を固体酸化物形燃料電池システム９０の外部へと排出する水抜き機構を備えていてもよい。
凝縮水ポンプ２４は、凝縮水循環経路２０に設けられ、凝縮水を循環させる。凝縮水ポンプ２４が動作することにより、凝縮水タンク２２に貯溜された凝縮水は、凝縮水循環経路２０を循環する。すなわち、凝縮水タンク２２から取り出された凝縮水は、凝縮水−オフガス熱交換器２６と、加湿器２８とをこの順に通って、凝縮水タンク２２へと戻るように循環する。固体酸化物形燃料電池から排出されるオフガスは十分に高温であるので、凝縮水を加熱殺菌するために利用できる。凝縮水ポンプ２４を用いて凝縮水を循環させることで、例えば、凝縮水が凝縮水−オフガス熱交換器２６で定期的に加熱殺菌され、雑菌の増殖が抑制される。よって、凝縮水循環経路２０および改質水ポンプ２７等の目詰まり、および、凝縮水タンク２２に設けられた水位計の故障（例えば、フロートの固着）等が生じる可能性が低減する。
凝縮水ポンプ２４としては、例えば、プランジャ式ポンプ、および、マグネット式ポンプ等を用いることができる。凝縮水ポンプ２４の最小吐出量は、５０ｇ／分以上の所定の値であってもよい。凝縮水ポンプ２４の最小吐出量は、１００ｇ／分以上の所定の値であってもよい。凝縮水ポンプ２４の最大吐出量は、１０００ｇ／分以下の所定の値であってもよい。具体的には例えば、凝縮水ポンプ２４の最小吐出量は、１００ｇ／分であってもよく、凝縮水ポンプ２４の最大吐出量は、８００ｇ／分であってもよい。
凝縮水−オフガス熱交換器２６は、凝縮水循環経路２０に設けられ、凝縮水と固体酸化物形燃料電池１２から排出されるオフガスとの間で熱交換を行わせる。固体酸化物形燃料電池１２から排出されるオフガスの温度が高いことから、該オフガスを利用することで、凝縮水を殺菌可能な程度に効率よく加熱することができる。
図１に示す例では、オフガスはカソード１６から排出されるカソードオフガスであって、凝縮水−オフガス熱交換器２６は、カソード１６に接続されたカソードオフガス経路７０に設けられている。凝縮水−オフガス熱交換器２６としては、例えば、プレート式の熱交換器、および、二重管式の熱交換器等を用いることができる。
なお、凝縮水循環経路２０に、イオン交換装置（イオン交換樹脂）が設けられてもよい。具体的には例えば、凝縮水タンク２２から凝縮水−オフガス熱交換器２６に至る凝縮水循環経路２０に、イオン交換装置（イオン交換樹脂）が設けられてもよい。
改質水ポンプ２７は、改質水経路６１に設けられ、凝縮水を改質器１０へと供給する。図１の例において、改質水ポンプ２７は、改質水経路６１を介して凝縮水タンク２２に接続されているが、改質水ポンプ２７が、改質水経路６１を介して凝縮水循環経路２０と接続されていてもよい。図１の例において、改質水ポンプ２７は、改質水経路６１を介して原料経路６０に接続されているが、改質水ポンプ２７が、改質水経路６１を介して改質器１０と接続されていてもよい。
改質水ポンプ２７としては、例えば、プランジャ式ポンプ、ギアポンプ、および、マグネット式ポンプ等を用いることができる。改質水ポンプ２７の最大吐出量は、３０ｇ／分以下の所定の値であってもよい。改質水ポンプ２７の最大吐出量は、１０ｇ／分以下の所定の値であってもよい。改質水ポンプ２７の最大吐出量は、５ｇ／分以下の所定の値であってもよい。具体的には例えば、改質水ポンプ２７の最小吐出量は、０ｇ／分であってもよく、改質水ポンプ２７の最大吐出量は、３０ｇ／分であってもよい。改質水ポンプ２７の最大吐出量は、１ｇ／分以上であってもよいし、５ｇ／分以上であってもよい。
改質器１０への改質水供給量が少量である場合、改質水ポンプ２７の容量も小さくなり、改質水ポンプ２７において目詰まり等が発生しやすくなる。本実施形態の構成では、凝縮水ポンプ２４を用いて凝縮水を循環させることで、例えば、凝縮水が凝縮水−オフガス熱交換器２６で定期的に加熱殺菌され、雑菌の増殖が抑制される。よって、容量の小さい改質水ポンプ２７においても、目詰まり等が発生しにくくなる。
凝縮水を改質器１０へと供給する手段（凝縮水供給器）は、改質水ポンプ２７に限定されず、他の凝縮水供給器が用いられてもよい。凝縮水供給器としては、凝縮水を改質器１０へと供給する装置であればどのようなものでもよく、改質水ポンプ２７の他、例えば、第２実施形態で説明する加湿器２８等が挙げられる。あるいは、凝縮水供給器は、例えば、凝縮水が重力の作用で自動的に改質器へと供給されるように構成された改質水経路でもよい。
なお、カソードガス経路６８およびカソードオフガス経路７０において、カソードガス経路６８を通流する空気とカソードオフガス経路７０を通流するカソードオフガスとの間で熱交換をさせる、カソード空気熱交換器が設けられてもよい。かかる構成では、カソードオフガスにより、カソードに供給される前の空気が所定の温度（例えば摂氏７００度）まで加熱される。カソードに供給される空気の温度を予め高くしておくことで、例えば、スタック内の温度勾配が小さくなり、熱応力により生じるクラッキング等の問題が低減される。
第１実施形態においても、第２〜９実施形態と同様の変形が可能である。
（第２実施形態）
第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システムは、第１実施形態の固体酸化物形燃料電池システムであって、改質器が加湿された空気と原料とを用いて水素含有ガスを生成するものであり、放熱器がアノードから排出されるアノードオフガスを放熱させて凝縮水を生成するものであり、さらに、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水を用いて空気を加湿することで改質器に供給される加湿された空気を生成する加湿器を備えるものである。
第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システムは、加湿された空気と原料とを用いて水素含有ガスを生成する改質器と、アノードとカソードとを備える固体酸化物形燃料電池であって、改質器からアノードへ供給される水素含有ガスと、カソードへ供給される空気とを用いて発電する固体酸化物形燃料電池と、アノードから排出されるアノードオフガスを放熱させて凝縮水を生成するアノードオフガス放熱器と、アノードオフガス放熱器から供給される凝縮水を循環させる凝縮水循環経路と、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水を貯溜する凝縮水タンクと、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水を循環させる凝縮水ポンプと、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水と固体酸化物形燃料電池から排出されるオフガスとの間で熱交換を行わせる凝縮水−オフガス熱交換器と、凝縮水循環経路に設けられ、凝縮水を用いて空気を加湿することで改質器に供給される加湿された空気を生成する加湿器と、を備えている。
かかる構成では、上水を供給するインフラストラクチャが不十分であり、かつ、気温が摂氏約５０度程度にまで高くなりやすい環境において、従来よりも安定して電力を供給できる。
「固体酸化物形燃料電池から排出されるオフガス」には、カソードから排出されるカソードオフガス、アノードから排出されるアノードオフガス、および、カソードオフガスとアノードオフガスとを燃焼させて得られる燃焼ガス等が含まれる。
上記固体酸化物形燃料電池システムにおいて、凝縮水−オフガス熱交換器において熱交換に用いられるオフガスは、カソードから排出されるカソードオフガスであってもよい。
かかる構成では、カソードオフガスを用いて、凝縮水を加熱できる。
上記固体酸化物形燃料電池システムにおいて、凝縮水ポンプの最小吐出量が５０ｇ／分以上であってもよい。
かかる構成では、一般的なポンプが利用可能なため、製造コストが飛躍的に低減される。
上記固体酸化物形燃料電池システムにおいて、凝縮水ポンプの最小吐出量が１００ｇ／分以上であってもよい。凝縮水ポンプの最大吐出量は、例えば、１０００ｇ／分以下であってもよい。
［装置構成］
図２は、第２実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
図２に示す例において、本実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００は、改質器１０と、固体酸化物形燃料電池１２と、アノードオフガス放熱器１８と、凝縮水循環経路２０と、凝縮水タンク２２と、凝縮水ポンプ２４と、凝縮水−オフガス熱交換器２６と、加湿器２８と、を備えている。
改質器１０は、加湿された空気と原料とを用いて水素含有ガスを生成する。図２に示す例において、加湿された空気は、加湿器２８から改質器１０へと供給される。原料は、原料経路６０を介して、改質器１０へと供給される。改質器１０は、アノードガス経路を介して、水素含有ガスをアノード１４へと供給する。なお、空気に加え、原料が加湿されていてもよい。
原料は、例えば、ＬＰＧガス、プロパンガス、ブタンガス、メタンを主成分とする都市ガス等の少なくとも炭素及び水素から構成される有機化合物を含むガス、灯油、アルコール等とすることができる。灯油、アルコール等の液体原料を用いる場合には、改質器１０に供給される前に、加熱されて気化されてもよい。改質器１０では、例えば、原料に含まれる炭化水素と、加湿された空気に含まれる水と酸素とを用いて、酸化的水蒸気改質反応（Oxidative Steam Reforming）が行われてもよい。酸化的水蒸気改質反応を利用した場合、熱収支の点で改質反応が進行しやすくなり、水蒸気改質を利用する場合よりも改質器１０を小型化できる。また、原料中に硫黄化合物が含まれていても、ＳＯ２に変換されやすくなり、スタック内の触媒が被毒されにくくなる。
改質器１０は、例えば、容器中に改質触媒が充填されて構成される。改質触媒は、例えば、白金を含浸したアルミナ担体を用いることができる。なお、改質触媒は特に限定されず、例えば、酸化的水蒸気改質反応を進行させることのできる多様な触媒を用いることができる。
固体酸化物形燃料電池１２は、アノード１４とカソード１６とを備える固体酸化物形燃料電池であって、改質器１０からアノード１４へ供給される水素含有ガスと、カソード１６へ供給される空気とを用いて発電する。図２に示す例において、空気は、カソードガス経路６８を介して、カソード１６へと供給される。カソードガス経路６８には、図示されない空気供給器を備えていてもよい。固体酸化物形燃料電池１２は、例えば、アノード１４とカソード１６との間で発電反応を行って発電する複数の燃料電池単セルを直列に接続して構成される。
かかる燃料電池単セルには、例えば、イットリア安定化ジルコニア（ＹＳＺ）を電解質等に用いた公知の構成を採用しうる。燃料電池単セルの材料としては、イットリビウムやスカンジウムをドープしたジルコニア、あるいはランタンガレート系の固体電解質を用いることもできる。イットリア安定化ジルコニアを用いた燃料電池単セルでは、電解質の厚みにも依存するが、例えば、摂氏６００度から摂氏１０００度程度の温度範囲で発電反応が行われる。
固体酸化物形燃料電池１２の発電により得られた電力は、図示されない端子を介して外部負荷へと供給される。外部付加としては、例えば、携帯電話の基地局を構成する装置とすることができる。
アノードオフガス放熱器１８は、アノード１４から排出されるアノードオフガスを放熱させて凝縮水を生成する。図２に示す例では、アノードオフガス放熱器１８は、アノード１４に接続されたアノードオフガス経路６４に設けられる。
アノードオフガスの露点は、一般に、摂氏約８０度と高く、摂氏５０度程度にまで冷却すれば、十分な量の凝縮水が得られる。よって、アノードオフガス放熱器１８は、例えば、気温が高く上水を供給するインフラストラクチャが不十分であっても、必要量の水素含有ガスを生成するための水の全量を凝縮水で賄えるように構成されてもよい。すなわち、固体酸化物形燃料電池システム１００は、高温地域においても水自立が可能な酸化的水蒸気改質反応型の固体酸化物形燃料電池システムとして構成されうる。ここでいう「水自立が可能な」とは、外部からの水供給に依存せず、原料等から得られる水により固体酸化物形燃料電池システムの運転を継続できることをいう。
アノードオフガス放熱器１８は、アノードオフガスを冷却できる機器であれば、どのような構成であってもよい。冷却方法は、アノードオフガスを大気で直接冷却する方式でもよいし、アノードオフガスを循環不凍液等の冷媒と熱交換させ、該冷媒をラジエタ等により大気で冷却する方式であってもよい。アノードオフガス放熱器１８としては、例えば、シェルアンドチューブ式の熱交換器を用いることができる。
凝縮水循環経路２０は、アノードオフガス放熱器１８から供給される凝縮水を循環させる。図２に示す例において、凝縮水循環経路２０は、配管等により構成され、凝縮水タンク２２を起点とすると、凝縮水ポンプ２４と、凝縮水−オフガス熱交換器２６と、加湿器２８とをこの順に接続し、終点が凝縮水タンク２２に接続されている。なお、凝縮水タンク２２と、凝縮水ポンプ２４と、凝縮水−オフガス熱交換器２６と、加湿器２８との接続の順番は上記に限定されるものではない。
凝縮水タンク２２は、凝縮水循環経路２０に設けられ、凝縮水を貯溜する。図２に示す例では、凝縮水タンク２２に、アノードオフガス放熱器１８の下流側のアノードオフガス経路６４から分岐した凝縮水供給経路６６が接続されている。かかる構成では、アノードオフガス放熱器１８で生成した凝縮水が、凝縮水供給経路６６を通じて、凝縮水タンク２２へと供給される。なお、凝縮水供給経路６６が凝縮水循環経路２０の他の部位に接続されていてもよい。
凝縮水タンク２２は、起動時に凝縮水タンク２２に固体酸化物形燃料電池システム１００の外部にある上水インフラストラクチャから上水を供給する水供給機構を備えていてもよい。凝縮水タンク２２は、不使用時に凝縮水タンク２２から水を固体酸化物形燃料電池システム１００の外部へと排出する水抜き機構を備えていてもよい。
凝縮水ポンプ２４は、凝縮水循環経路２０に設けられ、凝縮水を循環させる。凝縮水ポンプ２４が動作することにより、凝縮水タンク２２に貯溜された凝縮水は、凝縮水循環経路２０を循環する。すなわち、凝縮水タンク２２から取り出された凝縮水は、凝縮水−オフガス熱交換器２６と、加湿器２８とをこの順に通って、凝縮水タンク２２へと戻るように循環する。凝縮水ポンプ２４を用いて凝縮水を循環させることで、例えば、凝縮水が凝縮水−オフガス熱交換器２６で定期的に加熱殺菌され、雑菌の増殖が抑制され、凝縮水循環経路２０の目詰まり等が生じる可能性が低減する。
凝縮水ポンプ２４としては、例えば、プランジャ式ポンプ、および、マグネット式ポンプ等を用いることができる。凝縮水ポンプ２４の最小吐出量は、５０ｇ／分以上の所定の値であってもよい。凝縮水ポンプ２４の最小吐出量は、１００ｇ／分以上の所定の値であってもよい。凝縮水ポンプ２４の最大吐出量は、１０００ｇ／分以下の所定の値であってもよい。具体的には例えば、凝縮水ポンプ２４の最小吐出量は、１００ｇ／分であってもよく、凝縮水ポンプ２４の最大吐出量は、８００ｇ／分であってもよい。
凝縮水−オフガス熱交換器２６は、凝縮水循環経路２０に設けられ、凝縮水と固体酸化物形燃料電池１２から排出されるオフガスとの間で熱交換を行わせる。図２に示す例では、オフガスはカソード１６から排出されるカソードオフガスであって、凝縮水−オフガス熱交換器２６は、カソード１６に接続されたカソードオフガス経路７０に設けられている。
凝縮水−オフガス熱交換器２６としては、例えば、プレート式の熱交換器、および、二重管式の熱交換器等を用いることができる。
なお、凝縮水循環経路２０に、イオン交換装置（イオン交換樹脂）が設けられてもよい。具体的には例えば、凝縮水タンク２２から凝縮水−オフガス熱交換器２６に至る凝縮水循環経路２０に、イオン交換装置（イオン交換樹脂）が設けられてもよい。
加湿器２８は、凝縮水循環経路２０に設けられ、凝縮水を用いて空気を加湿することで改質器１０に供給される加湿された空気を生成する。空気は、空気経路６２を介して、加湿器２８へと供給される。空気経路６２には、ブロワ等の空気供給器が設けられてもよい。加湿された空気は、図２に示す例では、原料経路６０を通流する原料に添加されるが、改質器１０へと直接供給されてもよい。加湿器２８としては、例えば、中空糸式の加湿器、バブラ式の加湿器等を用いることができる。加湿器２８の動作温度は、例えば摂氏１００度未満の所定の温度（例えば、摂氏６０度）としうる。加湿器２８は、空気を加湿するだけでなく、凝縮水を用いて原料を加湿してもよい。この場合、加湿器２８には、空気経路６２および原料経路６０の両方が接続されてもよい。あるいは、空気および原料のそれぞれを凝縮水を用いて加湿するために、複数の加湿器が設けられてもよい。
なお、カソードガス経路６８およびカソードオフガス経路７０において、カソードガス経路６８を通流する空気とカソードオフガス経路７０を通流するカソードオフガスとの間で熱交換をさせる、カソード空気熱交換器が設けられてもよい。かかる構成では、カソードオフガスにより、カソードに供給される前の空気が所定の温度（例えば摂氏７００度）まで加熱される。カソードに供給される空気の温度を予め高くしておくことで、例えば、スタック内の温度勾配が小さくなり、熱応力により生じるクラッキング等の問題が低減される。
［動作］
以下、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システムの動作例について説明する。なお、以下の説明はあくまで動作の一例であって、具体的な数値等は適宜に変更されうる。以下の例では、カソード空気熱交換器（図示せず）が設けられ、カソードに供給される空気と、カソードオフガスとの間で熱交換が行われる構成を想定する。
燃料電池の発電出力を１５００Ｗ、燃料利用率Ｕｆを７５％、原料の組成はＬＰＧを想定して、プロパン（Ｃ３Ｈ８）とブタン（Ｃ４Ｈ１０）とをそれぞれ５０％ずつ含有する組成とする。平均組成を化学式ＣｎＨｍで表すと、Ｃ３．５Ｈ９となる。
酸化的水蒸気改質反応の反応式は、炭化水素の転換率を１００％とすると、以下の通りとなる。
Figure 0005380633
 ここで、Ｏ／Ｃ＝２α／ｎ、Ｓ／Ｃ＝β／ｎとなる。なお、ａ、ｂ、ｃ、ｄは水素含有ガスの組成、改質器の特性、および、改質温度等によって変化する。ここで、Ｏ／ＣにおけるＯは、水（Ｈ２Ｏ）に由来する酸素原子を含まず、酸素（Ｏ２）に由来する酸素原子のみを含む。
以下、Ｏ／Ｃ＝０．８、Ｓ／Ｃ＝１．２（α＝１．４、β＝４．２）の場合について説明する。ここで、１モルのＣ３．５Ｈ９が完全燃焼するときにＯ２は５．７５モル必要となる。α＝１．４のとき、１モルのＣ３．５Ｈ９に対するＯ２の供給量は、式（１）より１．４モルとなるから、λ＝１．４／５．７５≒０．２４となる。なお、Ｏ／ＣおよびＳ／Ｃの値は上記に限定されず、固体酸化物形燃料電池システムの運転が可能な範囲であれば、どのような値であってもよい。
凝縮水タンク２２に貯溜された凝縮水の温度は、摂氏約６０度とする。具体的には例えば、凝縮水ポンプ２４は、５００ｇ／分の流量で、凝縮水を凝縮水−オフガス熱交換器２６へと送る。凝縮水−オフガス熱交換器２６において、凝縮水は、カソード空気熱交換器から排出されるカソードオフガスによって約９００Ｗだけ加熱され、摂氏約８５度となる。
加熱された凝縮水は、加湿器２８へ供給される。加湿器２８において、７．７ｇ／分の水が空気に供給されて空気が加湿される。このとき、凝縮水から水の蒸発潜熱として約３５０Ｗのエネルギーが奪われる。よって、加湿器２８から排出される空気および凝縮水の温度は摂氏約７５度となる。加湿された空気は、燃料ガスと混合されて改質器１０へと供給される。加湿器２８から排出された凝縮水は、配管およびラジエタ等で冷却され、摂氏約６０度の温水として凝縮水タンク２２に貯溜される。
改質器１０は、加湿された空気と原料とを用いて酸化的水蒸気改質反応を進行させ、水素含有ガスを生成する。加湿された空気と原料とが混合された改質前のガスの組成は、酸化的水蒸気改質反応に適した値である、Ｏ／Ｃ＝０．８、Ｓ／Ｃ＝１．２となっているため、改質器１０において、酸化的水蒸気改質反応が好適に進行する。
また、凝縮水ポンプ２４の吐出量、カソードオフガスの温度、および、カソードオフガスの流量等に脈動が生じた場合でも、水の熱容量が大きいことから、凝縮水循環経路２０内の凝縮水の温度は急激に変動しにくく、改質前のガスのＯ／ＣやＳ／Ｃも安定する。よって、改質器１０において炭素が析出しにくくなる。
［変形例］
本変形例の固体酸化物形燃料電池システムは、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システムであって、凝縮水−オフガス熱交換器において熱交換に用いられるオフガスが、アノードから排出されるアノードオフガスである、固体酸化物形燃料電池システムである。
かかる構成では、上水を供給するインフラストラクチャが不十分であり、かつ、気温が摂氏約５０度程度にまで高くなりやすい環境において、従来よりも安定して電力を供給できる。また、アノードオフガスを用いて、凝縮水を加熱できる。
図３は、第２実施形態の変形例にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。本変形例の固体酸化物形燃料電池システム１００Ａは、凝縮水と熱交換するオフガスが、アノード１４から排出されるアノードオフガスである点が、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００と異なっている。
凝縮水−オフガス熱交換器２６は、凝縮水循環経路２０に設けられ、凝縮水と固体酸化物形燃料電池１２から排出されるオフガスとの間で熱交換を行わせる。本変形例において、凝縮水−オフガス熱交換器２６は、アノード１４に接続されたアノードオフガス経路６４に設けられている。凝縮水−オフガス熱交換器２６としては、例えば、プレート式の熱交換器、および、二重管式の熱交換器等を用いることができる。
以上の点を除けば、本変形例の固体酸化物形燃料電池システム１００Ａの装置構成および動作は、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００と同様とすることができる。よって、図２と図３とで共通する構成要素については、同一の符号および名称を付して、固体酸化物形燃料電池システム１００Ａの装置構成および動作に関する詳細な説明を省略する。
本変形例では、上水を供給するインフラストラクチャが不十分であり、かつ、気温が摂氏約５０度程度にまで高くなりやすい環境において、従来よりも安定して電力を供給できる。また、アノードオフガスを用いて、凝縮水を加熱できる。
第２実施形態と本変形例とを組合せてもよい。すなわち、凝縮水とアノードオフガスとの熱交換と、凝縮水とカソードオフガスとの熱交換との、両方が行われてもよい。
（第３実施形態）
第３実施形態の固体酸化物形燃料電池システムは、第２実施形態またはその変形例の固体酸化物形燃料電池システムであって、さらに、凝縮水循環経路において、加湿器の下流かつ凝縮水タンクの上流に設けられ、凝縮水を放熱させる凝縮水放熱器を備えている。
かかる構成では、例えば、凝縮水タンクで凝縮水が再蒸発して水蒸気が逆流する可能性を低減できる。あるいは例えば、加湿器の温度を高くして、空気をより効果的に加湿できる。
図４は、第３実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
図４に例示するように、第３実施形態の固体酸化物形燃料電池システム２００は、凝縮水放熱器３０を備えている。
凝縮水放熱器３０は、凝縮水循環経路２０において、加湿器２８の下流かつ凝縮水タンク２２の上流に設けられ、凝縮水を放熱させる。放熱方法は、例えば、凝縮水をラジエタ等により大気で冷却する方式であってもよい。凝縮水放熱器３０としては、例えばフィンアンドチューブ式の熱交換器等を用いることができる。
以上の点を除けば、第３実施形態の固体酸化物形燃料電池システム２００の装置構成および動作は、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００と同様とすることができる。よって、図２と図４とで共通する構成要素については、同一の符号および名称を付して、固体酸化物形燃料電池システム２００の装置構成および動作に関する詳細な説明を省略する。
固体酸化物形燃料電池システム２００では、凝縮水放熱器３０により、加湿器２８から排出された凝縮水が冷却されて凝縮水タンク２２へと供給される。かかる構成では、加湿器２８と凝縮水タンク２２との温度差を大きくできる。よって、例えば、凝縮水タンク２２で凝縮水が再蒸発して水蒸気がカソードオフガス経路７０に向かって逆流する可能性を低減できる。あるいは例えば、加湿器２８の温度を高くして、空気をより効果的に加湿できる。
第３実施形態においても、第２実施形態と同様の変形が可能である。
（第４実施形態）
第４実施形態の固体酸化物形燃料電池システムは、第２実施形態またはその変形例または第３実施形態の固体酸化物形燃料電池システムであって、さらに、加湿器をバイパスすることで加湿されない空気を改質器に供給するバイパス空気経路と、加湿器を経由して改質器に空気を供給するか、バイパス空気経路を経由して改質器に空気を供給するか、を切り替える第１切替器と、を備えている。
かかる構成では、起動時間を短縮できる。
「加湿器を経由して改質器に空気を供給するか、バイパス空気経路を経由して改質器に空気を供給するか、を切り替える」とは、加湿器を経由して改質器に空気の全部を供給するか、バイパス空気経路を経由して改質器に空気の全部を供給するか、をＯＮ−ＯＦＦで切り替える場合のみならず、加湿器を経由して改質器に空気を供給する流量と、バイパス空気経路を経由して改質器に空気を供給する流量との比率を変化させることも含む。
図５は、第４実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
図５に例示するように、第４実施形態の固体酸化物形燃料電池システム３００は、バイパス空気経路７２と、第１切替器３３とを備えている。
バイパス空気経路７２は、加湿器２８をバイパスすることで加湿されない空気を改質器に供給する。図２に示す例では、バイパス空気経路７２は、加湿器２８の上流側の空気経路６２から分岐して、加湿器２８を介さずに、加湿器２８の下流側の空気経路６２に合流するように構成されている。
第１切替器３３は、加湿器２８を経由して改質器に空気を供給するか、バイパス空気経路７２を経由して改質器に空気を供給するか、を切り替える。図５に示す例では、第１切替器３３は、第１開閉弁３２と第２開閉弁３４とを備えている。バイパス空気経路７２は、空気経路６２に設けられた分岐部から分岐する。第１開閉弁３２は、該分岐部から加湿器２８に至る経路に設けられている。第２開閉弁３４は、バイパス空気経路７２に設けられている。
第１切替器３３は、例えば通常運転時において第１開閉弁３２を開放し、第２開閉弁３４を閉止することで、バイパス空気経路７２を経由せず、加湿器２８を経由して改質器１０に空気を供給する。第１切替器３３は、例えば起動時において第１開閉弁３２を閉止し、第２開閉弁３４を開放することで、加湿器２８を経由せず、バイパス空気経路７２を経由して改質器１０に空気を供給する。第１開閉弁３２および第２開閉弁３４は、全開と全閉とが選択される開閉弁のみならず、例えば開度を連続的に調整できる流量調整弁であってもよい。
第１切替器３３は、必ずしも第１開閉弁３２と第２開閉弁３４とを備えている必要はなく、例えば三方弁で構成されていてもよい。
第１切替器３３は、例えば、制御器により制御されうる。この場合の制御器の構成は、本実施形態の変形例と同様としうるので、詳細な説明を省略する。
以上の点を除けば、第４実施形態の固体酸化物形燃料電池システム３００の装置構成および動作は、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００と同様とすることができる。よって、図２と図５とで共通する構成要素については、同一の符号および名称を付して、固体酸化物形燃料電池システム３００の装置構成および動作に関する詳細な説明を省略する。
起動時には、改質器１０および固体酸化物形燃料電池１２等の温度を上昇させる必要がある。起動時に、改質器１０において、酸化的水蒸気改質反応よりも発熱量の大きい、部分酸化改質反応（Partial Oxidation Reforming）を進行させることができれば、起動時間を短縮できる。本実施形態では、起動時に、第１切替器３３により、バイパス空気経路７２を経由して改質器１０に空気を供給することで、加湿されていない空気が改質器１０に供給される。よって、起動時に改質器１０で部分酸化改質反応を進行させて、発熱量を大きくし、起動時間を短縮できる。
例えば、改質器１０および固体酸化物形燃料電池１２等の温度が発電運転可能な温度になった時に、第１切替器３３により、加湿器２８を経由して改質器１０に空気を供給することで、加湿された空気が改質器１０に供給される。かかる制御により、発電運転時には改質器で酸化的水蒸気改質反応が進行し、効率よく水素含有ガスを生成できる。
第４実施形態においても、第２実施形態および第３実施形態と同様の変形が可能である。
［変形例］
第４実施形態の変形例にかかる固体酸化物形燃料電池システムは、第２実施形態またはその変形例または第３実施形態または第４実施形態の固体酸化物形燃料電池システムであって、さらに、起動時に凝縮水ポンプを停止させる制御器を備えている。
かかる構成では、起動時間を短縮できる。
図６は、第４実施形態の変形例にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
図６に例示するように、第４実施形態の変形例にかかる固体酸化物形燃料電池システム３００Ａは、制御器３６を備えている。
制御器３６は、起動時に凝縮水ポンプ２４を停止させる。制御器３６は、凝縮水ポンプ２４と通信可能に接続されていてもよい。制御器３６は、制御機能を有するものであればよく、演算処理部（図示せず）と、制御プログラムを記憶する記憶部（図示せず）とを備えている。演算処理部としては、ＭＰＵ、ＣＰＵが例示される。記憶部としては、メモリーが例示される。制御器は、集中制御を行う単独の制御器で構成されていてもよく、互いに協働して分散制御を行う複数の制御器で構成されていてもよい。
以上の点を除けば、第４実施形態の変形例にかかる固体酸化物形燃料電池システム３００Ａの装置構成および動作は、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００と同様とすることができる。よって、図２と図６とで共通する構成要素については、同一の符号および名称を付して、固体酸化物形燃料電池システム３００Ａの装置構成および動作に関する詳細な説明を省略する。
本変形例も、第４実施形態と同様、起動時に、改質器１０において、酸化的水蒸気改質反応よりも発熱量の大きい、部分酸化改質反応を進行させて、起動時間を短縮するものである。本変形例では、起動時に、制御器３６により、凝縮水ポンプ２４の動作を停止させる。ポンプが停止すると、凝縮水−オフガス熱交換器２６における凝縮水の加熱が進行せず、凝縮水循環経路２０内の凝縮水の温度は、ポンプが動作する場合よりも低くなる。よって、加湿器２８での空気の加湿も進行しにくくなり、加湿されていない空気が改質器１０に供給される。よって、起動時に改質器１０で部分酸化改質反応を進行させて、発熱量を大きくし、起動時間を短縮できる。
例えば、改質器１０および固体酸化物形燃料電池１２等の温度が発電運転可能な温度になった時に、制御器３６により、凝縮水ポンプ２４の動作が開始され、加湿された空気が改質器１０に供給される。かかる制御により、発電運転時には改質器で酸化的水蒸気改質反応が進行し、効率よく水素含有ガスを生成できる。
本変形例は、第３実施形態および第４実施形態にも適用可能である。
（第５実施形態）
第５実施形態の固体酸化物形燃料電池システムは、第２実施形態またはその変形例または第３実施形態または第４実施形態またはその変形例の固体酸化物形燃料電池システムであって、アノードオフガスとカソードオフガスとを燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器を備え、凝縮水−オフガス熱交換器において熱交換に用いられるオフガスは、燃焼器から排出される燃焼ガスである。
かかる構成では、加湿器から排出される空気の露点を上昇させることができる。
図７は、第５実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
図７に例示するように、第５実施形態の固体酸化物形燃料電池システム４００は、燃焼器３８を備えている。
燃焼器３８は、アノードオフガスとカソードオフガスとを燃焼させて燃焼ガスを生成する。図２に示す例では、燃焼器３８は、その上流側がカソードオフガス経路７０とアノードオフガス経路６４とに接続され、その下流側が燃焼ガス経路７６に接続されている。燃焼器３８は例えばバーナで構成されうる。燃焼器３８は、アノードオフガス経路６４を介してアノード１４から供給されるアノードオフガスと、カソードオフガス経路７０を介してカソード１６から供給されるカソードオフガスとを混合して燃焼させる。該燃焼によって生成された燃焼ガスは、燃焼ガス経路７６を介して固体酸化物形燃料電池システム４００の外部へと排出される。燃焼ガスは、固体酸化物形燃料電池１２から排出されるオフガスの一例である。
固体酸化物形燃料電池システム４００において、凝縮水−オフガス熱交換器２６は、燃焼ガス経路７６に設けられる。凝縮水−オフガス熱交換器２６は、燃焼器３８から排出される燃焼ガスと凝縮水との間で熱交換を行わせる。
以上の点を除けば、第５実施形態の固体酸化物形燃料電池システム４００の装置構成および動作は、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００と同様とすることができる。よって、図２と図７とで共通する構成要素については、同一の符号および名称を付して、固体酸化物形燃料電池システム４００の装置構成および動作に関する詳細な説明を省略する。
固体酸化物形燃料電池システム４００では、燃焼器３８でアノードオフガスとカソードオフガスとが燃焼されるため、凝縮水−オフガス熱交換器２６に供給されるオフガス（燃焼ガス）の温度を高くすることができる。凝縮水−オフガス熱交換器２６における熱交換量を増大でき、かつ、凝縮水−オフガス熱交換器２６から排出される凝縮水の温度を上昇させることができる。よって、所望の熱交換量を実現しながら熱交換器を小さくすることができ、あるいは、加湿器２８から排出される空気の露点を上昇させることができる。
第５実施形態においても、第２実施形態および第３実施形態および第４実施形態と同様の変形が可能である。本実施形態と、第２実施形態およびその変形例とを組み合わせてもよい。例えば、凝縮水とカソードオフガスとの熱交換と、凝縮水と燃焼ガスとの熱交換との、両方が行われてもよい。凝縮水とアノードオフガスとの熱交換と、凝縮水と燃焼ガスとの熱交換との、両方が行われてもよい。凝縮水とカソードオフガスとの熱交換と、凝縮水とアノードオフガスとの熱交換と、凝縮水と燃焼ガスとの熱交換との、全部が行われてもよい。
（第６実施形態）
第６実施形態の固体酸化物形燃料電池システムは、第２実施形態またはその変形例または第３実施形態または第４実施形態またはその変形例または第５実施形態の固体酸化物形燃料電池システムであって、アノードオフガス放熱器は、液体の冷媒とアノードオフガスとを熱交換させることでアノードオフガスを放熱させるように構成され、さらに、凝縮水タンクの貯水量を検出する貯水量検出器と、冷媒を循環させる冷媒循環経路と、冷媒循環経路に設けられ、冷媒を循環させる冷媒ポンプと、冷媒循環経路に設けられ、冷媒と大気とを熱交換させることで冷媒を放熱させる冷媒放熱器と、貯水量検出器の検出結果に基づいて冷媒ポンプの吐出量を調整する制御器と、を備えている。
かかる構成では、凝縮水タンクの貯水量に応じて、凝縮水の生成量を適切に制御できる。
図８は、第６実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
図８に例示するように、第６実施形態の固体酸化物形燃料電池システム５００は、貯水量検出器４０と、冷媒循環経路７８と、冷媒ポンプ４２と、冷媒放熱器４４と、制御器３６とを備えている。
本実施形態において、アノードオフガス放熱器１８は、液体の冷媒とアノードオフガスとを熱交換させることでアノードオフガスを放熱させるように構成されている。
貯水量検出器４０は、凝縮水タンクの貯水量を検出する。貯水量検出器４０は、具体的には例えば、水位センサ等で構成されうる。
冷媒循環経路７８は、冷媒を循環させる。図８に示す例において、冷媒循環経路７８は、配管等により構成され、アノードオフガス放熱器１８を起点とすると、冷媒放熱器４４と、冷媒ポンプ４２とをこの順に接続し、終点がアノードオフガス放熱器１８に接続されている。なお、図８に示す例では、冷媒ポンプ４２は、冷媒放熱器４４の下流かつアノードオフガス放熱器１８の上流に設けられているが、冷媒ポンプ４２は、アノードオフガス放熱器１８の下流かつ冷媒放熱器４４の上流に設けられていてもよい。
冷媒には、例えば、水および不凍液等を用いることができる。
冷媒ポンプ４２は、冷媒循環経路７８に設けられ、冷媒を循環させる。冷媒ポンプ４２が動作することにより、冷媒は、冷媒循環経路７８を循環する。すなわち、冷媒ポンプ４２から送出された冷媒は、アノードオフガス放熱器１８と、冷媒放熱器４４とをこの順に通って、冷媒ポンプ４２へと戻るように循環する。
冷媒ポンプ４２としては、例えば、プランジャ式ポンプ、および、マグネット式ポンプ等を用いることができる。
冷媒放熱器４４は、冷媒循環経路７８に設けられ、冷媒と大気とを熱交換させることで冷媒を放熱させる。放熱方法は、例えば、冷媒をラジエタ等により大気で冷却する方式であってもよい。冷媒放熱器４４としては、例えば、フィンアンドチューブ式の熱交換器等を用いることができる。
制御器３６は、貯水量検出器４０の検出結果に基づいて冷媒ポンプ４２の吐出量を調整する。制御器３６は、貯水量検出器４０および冷媒ポンプ４２と通信可能に接続されていてもよい。制御器３６の構成については、上記の点を除き、第４実施形態の変形例と同様とすることができるので、詳細な説明を省略する。
以上の点を除けば、第６実施形態の変形例にかかる固体酸化物形燃料電池システム５００の装置構成および動作は、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００と同様とすることができる。よって、図２と図８とで共通する構成要素については、同一の符号および名称を付して、固体酸化物形燃料電池システム５００の装置構成および動作に関する詳細な説明を省略する。
本実施形態では、制御器３６が、貯水量検出器４０の検出結果に基づいて冷媒ポンプ４２の吐出量を調整する。かかる構成では、凝縮水タンク２２の貯水量に応じて、凝縮水の生成量を適切に制御できる。
具体的には、例えば、凝縮水タンク２２の貯水量が少ない時には、冷媒ポンプ４２の吐出量を大きくして、アノードオフガス放熱器１８における熱交換量を増大させる。かかる制御により、アノードオフガスの冷却量が増大し、凝縮水の生成量を増やすことができる。
あるいは、例えば、凝縮水タンク２２の貯水量が多い時には、冷媒ポンプ４２の吐出量を小さくして、アノードオフガス放熱器１８における熱交換量を減少させる。かかる制御により、アノードオフガスの冷却量が低下し、凝縮水の生成量を減らすことができる。
このように、本実施形態では、凝縮水タンク２２の貯水量に応じて、凝縮水の生成量を適切に制御できる。
第６実施形態においても、第２実施形態および第３実施形態および第４実施形態および第５実施形態と同様の変形が可能である。
（第７実施形態）
第７実施形態の固体酸化物形燃料電池システムは、第２実施形態またはその変形例または第３実施形態または第４実施形態またはその変形例または第５実施形態または第６実施形態の固体酸化物形燃料電池システムであって、凝縮水循環経路は、凝縮水−オフガス熱交換器をバイパスして凝縮水を循環させる熱交換器バイパス経路と、凝縮水が凝縮水−オフガス熱交換器を通じて循環するか、熱交換器バイパス経路を通じて循環するか、を切替える第２切替器と、を備えている。
「凝縮水が凝縮水−オフガス熱交換器を通じて循環するか、熱交換器バイパス経路を通じて循環するか、を切替える」とは、凝縮水の全部が凝縮水−オフガス熱交換器を通じて循環するか、凝縮水の全部が熱交換器バイパス経路を通じて循環するか、をＯＮ−ＯＦＦで切り替える場合のみならず、凝縮水が凝縮水−オフガス熱交換器を通じて循環する流量と、凝縮水が熱交換器バイパス経路を通じて循環する流量との比率を変化させることも含む。
かかる構成では、加湿器から排出される空気の露点を容易に調整できる。
図９は、第７実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
図９に例示するように、第７実施形態の固体酸化物形燃料電池システム６００において、凝縮水循環経路２０は、熱交換器バイパス経路８０と、第２切替器４７とを備えている。
熱交換器バイパス経路８０は、凝縮水−オフガス熱交換器２６をバイパスして凝縮水を循環させる。図９に示す例では、熱交換器バイパス経路８０は、凝縮水−オフガス熱交換器２６の上流側の凝縮水循環経路２０から分岐して、凝縮水−オフガス熱交換器２６を介さずに、凝縮水−オフガス熱交換器２６の下流側の凝縮水循環経路２０に合流するように構成されている。
第２切替器４７は、凝縮水が凝縮水−オフガス熱交換器２６を通じて循環するか、熱交換器バイパス経路８０を通じて循環するか、を切替える。
図９に示す例では、第２切替器４７は、第３開閉弁４６と第４開閉弁４８とを備えている。熱交換器バイパス経路８０は、凝縮水タンク２２と凝縮水−オフガス熱交換器２６とを接続する凝縮水循環経路２０に設けられた分岐部から分岐する。第３開閉弁４６は、該分岐部から凝縮水−オフガス熱交換器２６に至る凝縮水循環経路２０に設けられている。第４開閉弁４８は、熱交換器バイパス経路８０に設けられている。
第２切替器４７は、加湿器２８に供給される凝縮水の温度を上昇させる場合には、例えば第３開閉弁４６を開放し、第４開閉弁４８を閉止することで、凝縮水を、熱交換器バイパス経路８０ではなく、凝縮水−オフガス熱交換器２６を通じて循環させる。
第２切替器４７は、加湿器２８に供給される凝縮水の温度を低下させる場合には、第３開閉弁４６を閉止し、第４開閉弁４８を開放することで、凝縮水を、凝縮水−オフガス熱交換器２６ではなく、熱交換器バイパス経路８０を通じて循環させる。
第３開閉弁４６および第４開閉弁４８は、全開と全閉とが選択される開閉弁のみならず、例えば開度を連続的に調整できる流量調整弁であってもよい。かかる構成では、凝縮水−オフガス熱交換器２６を通じて循環する凝縮水の流量と、熱交換器バイパス経路８０を通じて循環する凝縮水の流量との比率を変化させることで、加湿器２８に供給される凝縮水の温度をさらに効果的に制御できる。
第２切替器４７は、必ずしも第３開閉弁４６と第４開閉弁４８とを備えている必要はなく、例えば三方弁で構成されていてもよい。あるいは第２切替器４７は、第３開閉弁４６および第４開閉弁４８のいずれか一方のみで構成されていてもよい。
第２切替器４７は、例えば、制御器により制御されうる。この場合の制御器の構成は、第４実施形態の変形例と同様としうるので、詳細な説明を省略する。
以上の点を除けば、第７実施形態の固体酸化物形燃料電池システム６００の装置構成および動作は、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００と同様とすることができる。よって、図２と図９とで共通する構成要素については、同一の符号および名称を付して、固体酸化物形燃料電池システム６００の装置構成および動作に関する詳細な説明を省略する。
本実施形態では、第２切替器４７により、凝縮水−オフガス熱交換器２６における凝縮水の加熱量を調整することで、加湿器２８に供給される凝縮水の温度を容易に制御できる。よって、加湿器２８から排出される空気の露点を容易に調整できる。
第７実施形態においても、第２実施形態および第３実施形態および第４実施形態および第５実施形態および第６実施形態と同様の変形が可能である。
（第８実施形態）
第８実施形態の固体酸化物形燃料電池システムは、第２実施形態またはその変形例または第３実施形態または第４実施形態またはその変形例または第５実施形態または第６実施形態または第７実施形態の固体酸化物形燃料電池システムであって、凝縮水循環経路は、加湿器をバイパスして凝縮水を循環させる加湿器バイパス経路と、凝縮水が加湿器を通じて循環するか、加湿器バイパス経路を通じて循環するか、を切替える第３切替器と、を備えている。
「凝縮水が加湿器を通じて循環するか、加湿器バイパス経路を通じて循環するか、を切替える」とは、凝縮水の全部が加湿器を通じて循環するか、凝縮水の全部が加湿器バイパス経路を通じて循環するか、をＯＮ−ＯＦＦで切り替える場合のみならず、凝縮水が加湿器を通じて循環する流量と、凝縮水が加湿器バイパス経路を通じて循環する流量との比率を変化させることも含む。
かかる構成では、加湿器から排出される空気の露点を容易に調整できる。
図１０は、第８実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
図１０に例示するように、第８実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システム７００において、凝縮水循環経路２０は、加湿器バイパス経路８２と、第３切替器５１とを備えている。
加湿器バイパス経路８２は、加湿器２８をバイパスして凝縮水を循環させる。図１０に示す例では、熱交換器バイパス経路８０は、加湿器２８の上流側の凝縮水循環経路２０から分岐して、加湿器２８を介さずに、加湿器２８の下流側の凝縮水循環経路２０に合流するように構成されている。
第３切替器５１は、凝縮水が加湿器２８を通じて循環するか、加湿器バイパス経路８２を通じて循環するか、を切替える。
図１０に示す例では、第３切替器５１は、第５開閉弁５０と第６開閉弁５２とを備えている。加湿器バイパス経路８２は、凝縮水−オフガス熱交換器２６と加湿器２８とを接続する凝縮水循環経路２０に設けられた分岐部から分岐する。第５開閉弁５０は、該分岐部から加湿器２８に至る凝縮水循環経路２０に設けられている。第６開閉弁５２は、加湿器バイパス経路８２に設けられている。
第３切替器５１は、加湿器２８に供給される凝縮水の流量を増加させる場合には、例えば第５開閉弁５０を開放し、第６開閉弁５２を閉止することで、凝縮水を、加湿器バイパス経路８２ではなく、加湿器２８を通じて循環させる。
第３切替器５１は、加湿器２８に供給される凝縮水の流量を減少させる場合には、例えば第５開閉弁５０を閉止し、第６開閉弁５２を開放することで、凝縮水を、加湿器２８ではなく、加湿器バイパス経路８２を通じて循環させる。
第５開閉弁５０および第６開閉弁５２は、全開と全閉とが選択される開閉弁のみならず、例えば開度を連続的に調整できる流量調整弁であってもよい。かかる構成では、加湿器２８を通じて循環する凝縮水の流量と、加湿器バイパス経路８２を通じて循環する凝縮水の流量との比率を変化させることで、加湿器２８に供給される凝縮水の流量をさらに効果的に制御できる。
第３切替器５１は、必ずしも第５開閉弁５０と第６開閉弁５２とを備えている必要はなく、例えば三方弁で構成されていてもよい。あるいは第３切替器５１は、第５開閉弁５０および第６開閉弁５２のいずれか一方のみで構成されていてもよい。
第３切替器５１は、例えば、制御器により制御されうる。この場合の制御器の構成は、第４実施形態の変形例と同様としうるので、詳細な説明を省略する。
以上の点を除けば、第８実施形態の固体酸化物形燃料電池システム７００の装置構成および動作は、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００と同様とすることができる。よって、図２と図１０とで共通する構成要素については、同一の符号および名称を付して、固体酸化物形燃料電池システム７００の装置構成および動作に関する詳細な説明を省略する。
本実施形態では、第３切替器５１により、加湿器２８へ供給される凝縮水の流量を調整することで、加湿器２８から排出される空気の露点を容易に調整できる。
第８実施形態においても、第２実施形態および第３実施形態および第４実施形態および第５実施形態および第６実施形態および第７実施形態と同様の変形が可能である。
（第９実施形態）
第９実施形態の固体酸化物形燃料電池システムは、第２実施形態またはその変形例または第３実施形態または第４実施形態またはその変形例または第５実施形態または第６実施形態または第７実施形態または第８実施形態の固体酸化物形燃料電池システムであって、さらに、凝縮水タンクに貯溜されている凝縮水のイオン濃度を検出するイオン濃度検出器と、報知器と、イオン濃度検出器の検出結果に基づいて報知器により警報を発する制御器と、を備えている。
かかる構成では、加湿器や熱交換器において塩等が析出する可能性を低減できる。
図１１は、第９実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システムの概略構成の一例を示すブロック図である。
図１１に例示するように、第９実施形態にかかる固体酸化物形燃料電池システム８００は、イオン濃度検出器５４と、報知器５６と、制御器３６とを備えている。
イオン濃度検出器５４は、凝縮水タンク２２に貯溜されている凝縮水のイオン濃度を検出する。イオン濃度検出器５４としては、例えば、凝縮水タンク２２の内部に配置されたセンサを備える電気伝導度計等を用いることができる。
報知器５６は、例えば、ブザー、無線を通じて警報信号を送信する送信機等を用いることができる。
制御器３６は、イオン濃度検出器５４の検出結果に基づいて報知器５６により警報を発する。制御器３６は、イオン濃度検出器５４および報知器５６と通信可能に接続されていてもよい。制御器３６は、例えば、イオン濃度検出器５４により検出されたイオン濃度が２０ｍＳ以上である場合に、報知器５６を制御して、警報を発してもよい。制御器３６は、さらに、かかる警報が発生された場合に、凝縮水タンク２２に貯溜された凝縮水を固体酸化物形燃料電池システム８００の外部に排出し、固体酸化物形燃料電池システム１００の外部にある上水インフラストラクチャから供給される上水を凝縮水タンク２２に供給してもよい。制御器３６の構成については、上記の点を除き、第４実施形態の変形例と同様とすることができるので、詳細な説明を省略する。
以上の点を除けば、第９実施形態の固体酸化物形燃料電池システム８００の装置構成および動作は、第２実施形態の固体酸化物形燃料電池システム１００と同様とすることができる。よって、図２と図１１とで共通する構成要素については、同一の符号および名称を付して、固体酸化物形燃料電池システム８００の装置構成および動作に関する詳細な説明を省略する。
本実施形態では、イオン濃度検出器５４と報知器５６と制御器３６とにより、凝縮水循環経路２０内の水のイオン濃度が過度に高くなる可能性を低減できる。よって、加湿器２８や凝縮水−オフガス熱交換器２６等において塩等が析出する可能性を低減できる。
第９実施形態においても、第２実施形態および第３実施形態および第４実施形態および第５実施形態および第６実施形態および第７実施形態および第８実施形態と同様の変形が可能である。
上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施形態が明らかである。従って、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の精神を逸脱することなく、その構造及び／又は機能の詳細を実質的に変更できる。
本発明の一態様は、上水を供給するインフラストラクチャが不十分であり、かつ、気温が高くなりやすい環境において、従来より安定して電力を供給できる固体酸化物形燃料電池システムとして有用である。
１０ 改質器
１２ 固体酸化物形燃料電池
１４ アノード
１６ カソード
１８ アノードオフガス放熱器
２０ 凝縮水循環経路
２２ 凝縮水タンク
２４ 凝縮水ポンプ
２６ 凝縮水−オフガス熱交換器
２７ 改質水ポンプ
２８ 加湿器
３０ 凝縮水放熱器
３２ 第１開閉弁
３３ 第１切替器
３４ 第２開閉弁
３６ 制御器
３８ 燃焼器
４０ 貯水量検出器
４２ 冷媒ポンプ
４４ 冷媒放熱器
４６ 第３開閉弁
４７ 第２切替器
４８ 第４開閉弁
５０ 第５開閉弁
５１ 第３切替器
５２ 第６開閉弁
５４ イオン濃度検出器
５６ 報知器
６０ 原料経路
６１ 改質水経路
６２ 空気経路
６４ アノードオフガス経路
６６ 凝縮水供給経路
６８ カソードガス経路
７０ カソードオフガス経路
７２ バイパス空気経路
７６ 燃焼ガス経路
７８ 冷媒循環経路
８０ 熱交換器バイパス経路
８２ 加湿器バイパス経路
１００、１００Ａ、２００、３００、３００Ａ、４００、５００、６００、７００、８００ 固体酸化物形燃料電池システム

Claims (15)

  1. 原料と水とを用いて水素含有ガスを生成する改質器と、
    アノードとカソードとを備える固体酸化物形燃料電池であって、前記改質器から前記アノードへ供給される前記水素含有ガスと、前記カソードへ供給される空気とを用いて発電する固体酸化物形燃料電池と、
    前記アノードから排出されるアノードオフガス、および、前記アノードオフガスを燃焼させて得られる燃焼排ガス、の少なくともいずれか一方を放熱させて凝縮水を生成する放熱器と、
    前記放熱器から供給される前記凝縮水を循環させる凝縮水循環経路と、
    前記凝縮水循環経路に設けられ、前記凝縮水を貯溜する凝縮水タンクと、
    前記凝縮水循環経路に設けられ、前記凝縮水を循環させる凝縮水ポンプと、
    前記凝縮水循環経路に設けられ、前記凝縮水と前記固体酸化物形燃料電池から排出されるオフガスとの間で熱交換を行わせることで前記オフガスにより前記凝縮水を加熱する凝縮水−オフガス熱交換器と、を備え、
    前記改質器に供給される前記水の少なくとも一部は前記凝縮水である、
    固体酸化物形燃料電池システム。
  2. 前記固体酸化物形燃料電池は、発電時における前記アノードおよび前記カソードの温度が摂氏６００度以上摂氏１０００度以下である、請求項１に記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  3. 加湿された空気と原料とを用いて水素含有ガスを生成する改質器と、
    アノードとカソードとを備える固体酸化物形燃料電池であって、前記改質器から前記アノードへ供給される前記水素含有ガスと、前記カソードへ供給される空気とを用いて発電する固体酸化物形燃料電池と、
    前記アノードから排出されるアノードオフガスを放熱させて凝縮水を生成するアノードオフガス放熱器と、
    前記アノードオフガス放熱器から供給される前記凝縮水を循環させる凝縮水循環経路と、
    前記凝縮水循環経路に設けられ、前記凝縮水を貯溜する凝縮水タンクと、
    前記凝縮水循環経路に設けられ、前記凝縮水を循環させる凝縮水ポンプと、
    前記凝縮水循環経路に設けられ、前記凝縮水と前記固体酸化物形燃料電池から排出されるオフガスとの間で熱交換を行わせることで前記オフガスにより前記凝縮水を加熱する凝縮水−オフガス熱交換器と、
    前記凝縮水循環経路に設けられ、前記凝縮水を用いて空気を加湿することで前記改質器に供給される前記加湿された空気を生成する加湿器と、
    を備える、固体酸化物形燃料電池システム。
  4. 前記固体酸化物形燃料電池は、発電時における前記アノードおよび前記カソードの温度が摂氏６００度以上摂氏１０００度以下である、請求項３に記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  5. 前記凝縮水ポンプの最小吐出量が５０ｇ／分以上である、請求項３または４に記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  6. 前記凝縮水−オフガス熱交換器において熱交換に用いられるオフガスは、前記カソードから排出されるカソードオフガスである、請求項３ないし５のいずれかに記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  7. 前記凝縮水−オフガス熱交換器において熱交換に用いられるオフガスは、前記アノードから排出されるアノードオフガスである、請求項３ないし５のいずれかに記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  8. さらに、前記凝縮水循環経路において、前記加湿器の下流かつ前記凝縮水タンクの上流に設けられ、前記凝縮水を放熱させる凝縮水放熱器を備える、請求項３ないし７のいずれかに記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  9. さらに、前記加湿器をバイパスすることで加湿されない空気を前記改質器に供給するバイパス空気経路と、
    前記加湿器を経由して前記改質器に空気を供給するか、前記バイパス空気経路を経由して前記改質器に空気を供給するか、を切り替える第１切替器と、を備える、請求項３ないし８のいずれかに記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  10. さらに、起動時に前記凝縮水ポンプを停止させる制御器を備える、請求項３ないし９のいずれかに記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  11. 前記アノードオフガスと前記カソードオフガスとを燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器を備え、
    前記凝縮水−オフガス熱交換器において熱交換に用いられるオフガスは、前記燃焼器から排出される前記燃焼ガスである、請求項３ないし１０のいずれかに記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  12. 前記アノードオフガス放熱器は、液体の冷媒と前記アノードオフガスとを熱交換させることで前記アノードオフガスを放熱させるように構成され、
    さらに、
    前記凝縮水タンクの貯水量を検出する貯水量検出器と、
    前記冷媒を循環させる冷媒循環経路と、
    前記冷媒循環経路に設けられ、前記冷媒を循環させる冷媒ポンプと、
    前記冷媒循環経路に設けられ、前記冷媒と大気とを熱交換させることで前記冷媒を放熱させる冷媒放熱器と、
    前記貯水量検出器の検出結果に基づいて前記冷媒ポンプの吐出量を調整する制御器と、
    を備える、請求項３ないし１１のいずれかに記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  13. 前記凝縮水循環経路は、
    前記凝縮水−オフガス熱交換器をバイパスして前記凝縮水を循環させる熱交換器バイパス経路と、
    前記凝縮水が前記凝縮水−オフガス熱交換器を通じて循環するか、前記熱交換器バイパス経路を通じて循環するか、を切替える第２切替器と、を備える、請求項３ないし１２のいずれかに記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  14. 前記凝縮水循環経路は、
    前記加湿器をバイパスして前記凝縮水を循環させる加湿器バイパス経路と、
    前記凝縮水が前記加湿器を通じて循環するか、前記加湿器バイパス経路を通じて循環するか、を切替える第３切替器と、を備える、請求項３ないし１２のいずれかに記載の固体酸化物形燃料電池システム。
  15. さらに、前記凝縮水タンクに貯溜されている凝縮水のイオン濃度を検出するイオン濃度検出器と、
    報知器と、
    前記イオン濃度検出器の検出結果に基づいて前記報知器により警報を発する制御器と、
    を備える、請求項１ないし１３のいずれかに記載の固体酸化物形燃料電池システム。
JP2013533047A 2012-06-28 2013-04-16 固体酸化物形燃料電池システム Active JP5380633B1 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2013533047A JP5380633B1 (ja) 2012-06-28 2013-04-16 固体酸化物形燃料電池システム

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2012145875 2012-06-28
JP2012145875 2012-06-28
JP2013533047A JP5380633B1 (ja) 2012-06-28 2013-04-16 固体酸化物形燃料電池システム
PCT/JP2013/002561 WO2014002345A1 (ja) 2012-06-28 2013-04-16 固体酸化物形燃料電池システム

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP5380633B1 true JP5380633B1 (ja) 2014-01-08
JPWO2014002345A1 JPWO2014002345A1 (ja) 2016-05-30

Family

ID=49782552

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2013533047A Active JP5380633B1 (ja) 2012-06-28 2013-04-16 固体酸化物形燃料電池システム

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20150118589A1 (ja)
EP (1) EP2869379B1 (ja)
JP (1) JP5380633B1 (ja)
IN (1) IN2014MN02077A (ja)
WO (1) WO2014002345A1 (ja)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6534116B2 (ja) * 2015-05-22 2019-06-26 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 固体酸化物形燃料電池システム
JP6706820B2 (ja) * 2015-12-07 2020-06-10 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 水素生成システムおよび燃料電池システム
JP6930233B2 (ja) * 2016-09-30 2021-09-01 株式会社アイシン 燃料電池システム
JP6887090B2 (ja) * 2016-10-13 2021-06-16 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 水素生成システムおよび燃料電池システム
JP6986839B2 (ja) * 2016-12-28 2021-12-22 東京瓦斯株式会社 燃料電池システム、及び二酸化炭素分離方法
CN210245634U (zh) * 2019-08-14 2020-04-03 潍柴动力股份有限公司 Sofc水管理系统及新能源汽车

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002270194A (ja) * 2001-03-09 2002-09-20 Matsushita Electric Ind Co Ltd 燃料電池コージェネシステム
JP2005276757A (ja) * 2004-03-26 2005-10-06 Ebara Ballard Corp 燃料電池コジェネレーションシステム
JP2006093157A (ja) * 2000-03-23 2006-04-06 Sanyo Electric Co Ltd 固体高分子型燃料電池システム
JP2012104321A (ja) * 2010-11-09 2012-05-31 Osaka Gas Co Ltd 燃料電池発電システム

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6242118B1 (en) * 1999-10-14 2001-06-05 International Fuel Cells Llc Method and apparatus for removing contaminants from the coolant supply of a fuel cell power plant
JP3695309B2 (ja) * 2000-11-02 2005-09-14 松下電器産業株式会社 固体高分子形燃料電池システムおよびその運転方法
US6868677B2 (en) * 2001-05-24 2005-03-22 Clean Energy Systems, Inc. Combined fuel cell and fuel combustion power generation systems
US6740435B2 (en) * 2001-08-06 2004-05-25 Utc Fuel Cells, Llc System and method for preparing fuel for fuel processing system
JP2005129237A (ja) * 2003-10-21 2005-05-19 Matsushita Electric Ind Co Ltd 燃料電池システムの水処理装置
JP2005158501A (ja) * 2003-11-26 2005-06-16 Ebara Ballard Corp 触媒燃焼装置及び燃料電池コージェネレーションシステム
JP2005317489A (ja) 2004-03-29 2005-11-10 Osaka Gas Co Ltd 固体酸化物形燃料電池システム
JP4750374B2 (ja) * 2004-04-30 2011-08-17 京セラ株式会社 燃料電池構造体の運転方法
JP2004311451A (ja) * 2004-07-26 2004-11-04 Sanyo Electric Co Ltd 燃料電池用水素製造装置および燃料電池用水素製造方法
WO2006088053A1 (ja) * 2005-02-18 2006-08-24 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. 燃料電池システム及びその運転方法
US7858256B2 (en) 2005-05-09 2010-12-28 Bloom Energy Corporation High temperature fuel cell system with integrated heat exchanger network
RU2367064C1 (ru) * 2005-06-20 2009-09-10 Киосера Корпорейшн Система твердооксидного топливного элемента
JP2009140695A (ja) * 2007-12-05 2009-06-25 Hitachi Ltd 燃料電池の排熱回収システムおよび方法
US8367256B2 (en) * 2008-01-09 2013-02-05 Fuelcell Energy, Inc. Water recovery assembly for use in high temperature fuel cell systems
WO2011067927A1 (ja) * 2009-12-01 2011-06-09 パナソニック株式会社 燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2006093157A (ja) * 2000-03-23 2006-04-06 Sanyo Electric Co Ltd 固体高分子型燃料電池システム
JP2002270194A (ja) * 2001-03-09 2002-09-20 Matsushita Electric Ind Co Ltd 燃料電池コージェネシステム
JP2005276757A (ja) * 2004-03-26 2005-10-06 Ebara Ballard Corp 燃料電池コジェネレーションシステム
JP2012104321A (ja) * 2010-11-09 2012-05-31 Osaka Gas Co Ltd 燃料電池発電システム

Also Published As

Publication number Publication date
EP2869379A1 (en) 2015-05-06
EP2869379B1 (en) 2019-11-13
EP2869379A4 (en) 2015-07-29
US20150118589A1 (en) 2015-04-30
JPWO2014002345A1 (ja) 2016-05-30
WO2014002345A1 (ja) 2014-01-03
IN2014MN02077A (ja) 2015-08-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5380633B1 (ja) 固体酸化物形燃料電池システム
US8293416B2 (en) Fuel cell system
US9318761B2 (en) Cogeneration system
JP2015002093A (ja) 燃料電池システム
JP2013229203A (ja) 固体酸化物形燃料電池システム
JP2013105612A (ja) 燃料電池システムおよび燃料電池システムの制御方法
JP2014089919A (ja) 固体酸化物形燃料電池システム
TWI323953B (ja)
JP2010272288A (ja) 燃料電池システム
JP2009021047A (ja) 屋内設置式燃料電池発電システム
JP2017068913A (ja) 燃料電池システム
JP2014107187A (ja) 固体酸化物形燃料電池システム
JP2015041443A (ja) 固体酸化物形燃料電池システム
WO2012153484A1 (ja) 燃料電池システム及びその運転方法
JP6480298B2 (ja) 燃料電池システム
JP2014182923A (ja) 燃料電池システム及びその運転方法
JP4926298B2 (ja) 燃料電池システム及び燃料電池システムの運転方法
JP2005317489A (ja) 固体酸化物形燃料電池システム
JP2007242493A (ja) 燃料電池システムおよびその運転停止方法
JP6405538B2 (ja) 燃料電池システム
JP2006318798A (ja) 燃料電池システム
JP2011233378A (ja) 燃料電池給湯システム
JP2011222315A (ja) 燃料電池システム及び膜加湿器
JP2006179346A (ja) 燃料電池発電システム及びその運転方法
JP2008243633A (ja) 燃料電池システム及びその運転方法

Legal Events

Date Code Title Description
TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20130910

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20130930

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 5380633

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150