JP5576151B2 - 脱硫方法および脱硫装置および燃料電池発電システム - Google Patents

Description

本発明は、硫黄成分を含有する燃料ガスを、常温脱硫剤を用いて脱硫する脱硫方法、および、
常温脱硫剤を充填してある脱硫部を備えるとともに、前記脱硫部に硫黄成分を含有する燃料ガスを導入する導入部を設けた脱硫装置、および、
硫黄化合物を含有する燃料ガスから硫黄化合物を除去するための脱硫装置と、前記脱硫装置によって脱硫処理された燃料ガスを改質して、水素を主成分とする改質ガスを生成させる改質装置と、前記改質装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電する燃料電池と、を備えた燃料電池発電システムに関する。

近年、都市ガスやＬＰＧ等の燃料ガスを水素原料とし、この水素原料と空気中の酸素との電気化学反応により発電を行う燃料電池発電システムが、省エネルギや環境保護の点から注目を集めている。すなわち、このような燃料電池発電システムでは、電気化学反応によって燃料ガスの持つ化学エネルギを直接電気エネルギに変換するため、エネルギ変換に伴って発生する損失が少なく、高い発電効率を得ることができる。また、発電に伴って生成する物質は水だけであり、大気汚染の原因となる窒素酸化物（ＮＯｘ）の排出量は略ゼロであると共に、従来からある火力発電等と比較して単位発電量当たりの二酸化炭素（ＣＯ₂）の排出量を低減することができる。更に、発電に伴う排熱を有効利用することにより、総合的なエネルギ効率の向上を図ることもできる。よって、今後、燃料電池発電システムが広く普及することが期待されている。

ところで、都市ガスやＬＰＧ等の燃料ガスには、メタンやプロパン等の炭化水素が主成分として含まれている。そのため、そのような燃料ガスを水素原料とする場合には、燃料ガスを例えばルテニウム等の改質触媒を備えて構成される改質装置を通過させることにより水蒸気改質して、水素リッチなガスを得ることが通常行われる。但し、一般に都市ガスやＬＰＧには、例えばジメチルスルフィド（ＤＭＳ）等の硫黄化合物が、付臭剤として一定の濃度で混合されている。このような付臭剤としての硫黄化合物は改質触媒を被毒して性能劣化させるため、燃料ガスが改質装置に流入する前に、硫黄化合物を除去してｐｐｂオーダーまで低減させておく必要がある。よって、燃料電池発電システムは、上記硫黄化合物を除去するための脱硫装置を備える。脱硫装置には、例えばゼオライト等、硫黄化合物を吸着して除去可能な脱硫剤が備えられる。

そのような脱硫剤の一例として、下記の特許文献１には、Ｙ型ゼオライトに銀を担持させてなる脱硫吸着剤（以下、銀ゼオライト吸着剤と称する）が記載されている。一般に、ゼオライトは硫黄化合物と共に水分も吸着してしまうため、燃料ガスの露点が高くなるとゼオライトによる硫黄化合物の除去性能が低下するという問題がある。特許文献１に記載された銀ゼオライト吸着剤は、そのような問題を解決したものであって、燃料ガスの露点が高くなっても硫黄化合物の除去性能を確保することが可能とされている。しかも、銀ゼオライト吸着剤等のゼオライトを主成分とする脱硫吸着剤は、一般に常温においても硫黄化合物に対する吸着能を有する常温脱硫剤である。よって、燃料電池発電システムにおいて、特許文献１に記載されたような銀ゼオライト吸着剤を用いれば、常温又はその近辺で、脱硫装置により燃料ガス中の硫黄化合物を有効に除去することができる。その結果、簡易かつ低コストに、改質装置ひいては燃料電池発電システム全体を良好な状態に維持することができる。

特開２００２−０６６３１３号公報

しかし、特許文献１では、銀ゼオライト吸着剤が、燃料ガスに含まれる露点が高い場合にも優れた脱硫性能を発揮することを謳ってはいるものの、基本的には銀ゼオライト吸着剤自体が非飽和状態であってそのような脱硫性能を発揮し得る状態にあることを前提としている。

一方、今日、燃料電池発電システムは、例えば各家庭に設置されて、その家庭における電力需要・熱需要を賄うように運転される。この際、前記燃料電池発電システムは、供給される都市ガス等の燃料ガスを用いて発電を行うが、前記燃料ガスには、通常、付臭剤等の硫黄成分が含まれているため、この硫黄成分を脱硫装置により除去した後用いられる。脱硫装置は、たとえば、上記燃料電池発電システムに搭載されるほか、燃料の精製、排ガスの浄化などの用途で、ガス中の硫黄成分を除去する脱硫方法のために一般に用いられている。

このような各家庭に設置される燃料電池発電システムには、当然その寿命が存在する。そして、その寿命の間、可能であれば脱硫剤を交換することなく脱硫装置を使用できることが好ましい。或いは、その寿命期間において数回程度の脱硫剤の交換で、脱硫装置において所望の脱硫能力が維持されることが好ましい。この点、例えば脱硫装置の容器を大型化し、その容器内に多量の脱硫剤を収容しておけば、交換回数を極力少なく抑えることができるとも言える。しかし、例えば家庭用の燃料電池発電システムにおいては、当然ながら、その占有できる容積には限界がある。

これらの問題は、結局のところ脱硫剤の性能をいかに高い性能に維持できるかの問題に帰着する。しかし、例えば家庭用に使用する燃料電池発電システムを考えた場合、上記の課題を解決するための実質的に有効な方策は、これまで見出されていなかった。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、所定の長期に亘って脱硫剤を使用することができる技術を提供することにあり、具体的には、脱硫剤の寿命を最大限有効に利用することが出来る脱硫方法、および、前記脱硫方法を行うことができる脱硫装置、さらには、前記脱硫方法を可能にする構成を組み込んだ燃料電池発電システムを提供することを目的とする。

〔構成〕
本発明の脱硫方法の特徴構成は、硫黄成分を含有する燃料ガスを、酸化銅−酸化マンガン系の常温脱硫剤を用いて脱硫する脱硫方法であって、前記脱硫剤に供給される燃料ガスの露点が０℃以上のとき、前記脱硫剤を５０℃以上８０℃以下に加熱する点にある。
また、硫黄成分を含有する燃料ガスを、銅−ゼオライト系の常温脱硫剤を用いて脱硫する脱硫方法であって、前記脱硫剤に供給される燃料ガスの露点が−２０℃以上のとき、前記脱硫剤を７０℃以上１５０℃以下に加熱するものとしてもよい。

〔作用効果〕
燃料電池発電システムに備えられる脱硫装置に用いられる脱硫剤として、比較的低温で用いることができる常温脱硫剤が知られている。常温脱硫剤は、燃料電池発電システム全体の構成を単純化すると共に低コスト化を図るため、好適に用いられる。ところで、現状では常温脱硫剤は燃料電池発電システムと同じケーシング内に備えられる場合が多く、常温脱硫剤の使用温度は、燃料電池発電システムの動作温度に従って加熱される状態としてある。

このような常温脱硫剤の使用に際して、本発明者らは、このような酸化銅−酸化マンガン系の常温脱硫剤は独特の温度特性を有していることを明らかにし、それに基づいて本願発明を完成した。具体的には、本発明者らは、種々の検討の結果、酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤は、特に燃料ガス中に含まれる水分が少なく露点が低い状態では、低温ほど脱硫性能が高く、高温になるにつれて脱硫性能が低下する傾向にあるものの、水分が多く露点が高い状態では、ある程度の温度域で特に脱硫性能が高く、その温度域を外れると脱硫性能が低下する（具体的には、露点が０℃以上になると、５０℃以上８０℃以下で脱硫剤の寿命が最も長くなる。）という異なる傾向を示し始めることを新たに見出した。本発明は、上記新知見により完成されたものである。尚、常温脱硫剤としての酸化銅−酸化マンガン系の常温脱硫剤の特性は、酸化銅−酸化マンガン系の常温脱硫剤にとどまらず、銅−ゼオライト系の脱硫剤のような多の常温脱硫剤にも同様に適用することができる共通の性質であることもわかっている。

上記の特徴構成によれば、常温脱硫剤を、前記燃料ガスの露点が設定温度よりも高いとき、積極的に加熱して脱硫性能が高くなる温度域に加温する。よって、燃料ガスの露点が高い場合でも、常温脱硫剤による脱硫性能を大幅に向上させることができる。尚、設定温度としては、常温脱硫剤の脱硫性能に応じて、低温における常温脱硫剤の性能が低下し始める燃料ガスの露点を設定すればよく、例示的には、後述の実験結果より酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤では、０℃以上に設定することができる。

尚、常温脱硫剤として、酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤や、銅−ゼオライト系の脱硫剤は、特に脱硫性能が高く汎用的な常温脱硫剤であり、このような脱硫剤の寿命を延ばすことができると、脱硫剤としての利用性が高くなり、好ましい。

なお、燃料ガス中に含まれる露点が比較的低い場合（例えば酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤では０℃）でも、その脱硫性能は、後述の実験結果より、５０℃〜８０℃（銅−ゼオライト系の脱硫剤では露点−２０℃で脱硫温度が７０℃〜９０℃）で高いレベルになっている。そのため、総合的に見て、脱硫剤による脱硫性能を向上させることができる。また、脱硫性能が高く維持されるので、脱硫装置の容器内に収容して備えられる脱硫剤量を一定とした場合に、高い脱硫性能が維持される期間をその分だけ延長させることができる。
従って、所定の寿命期間に亘って高い脱硫性能を発揮でき、脱硫剤を交換する必要がない脱硫方法となる。

また、本発明を実施する脱硫装置としては、酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤を充填してある脱硫部を備えるとともに、前記脱硫部に硫黄成分を含有する燃料ガスを導入する導入部を設け、前記導入部に燃料ガスの露点を検知する露点センサを設けるとともに、前記脱硫部を設定温度に加熱する加熱部を設け、前記露点センサの検知出力に基づいて、前記加熱部の設定温度を変更する制御部を設けて構成することができる。

このような常温脱硫剤を充填してある脱硫部を備えた脱硫装置は、上記脱硫方法を行うことによって、長期にわたって高い脱硫性能で用いることができる。そこで、前記導入部に露点センサを設けてあれば、前記脱硫部に供給される燃料ガスの露点を知ることができる。そして、その検知出力としての露点に基づいて、前記脱硫部を加熱する加熱部の設定温度を変更する制御部を設けてあるから、前記燃料ガスの露点に応じて、例えば、前記燃料ガスの露点が低く、常温脱硫剤の脱硫性能が低温でも十分高い場合には、前記脱硫部を常温にて運転することができ、前記燃料ガスの露点が高く、低温における常温脱硫剤の脱硫性能が低下する場合には、前記脱硫部を前記常温脱硫剤の脱硫性能が高くなる設定温度に加熱し、前記常温脱硫剤が性能高く脱硫できる環境で前記脱硫部を機能させることができる。したがって、前記燃料ガスの露点が変動したとしても、前記常温脱硫剤は脱硫性能の高い状態で機能することができるため、前記常温脱硫剤を長期にわたって使用することができるようになった。

〔構成〕
また、本発明の燃料電池発電システムの特徴構成は、
硫黄化合物を含有する燃料ガスから硫黄化合物を除去するための脱硫装置と、
前記脱硫装置によって脱硫処理された燃料ガスを改質して、水素を主成分とする改質ガスを生成させる改質装置と、
前記改質装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電する燃料電池とを備え、
前記脱硫装置は、前記燃料ガスが通過可能に設けられた容器の内部に、酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤を充填してあると共に、
前記燃料ガスの露点が０℃以上のとき、前記容器内の前記脱硫剤を５０℃〜８０℃の加温状態とするように加熱する加熱手段を備えた点にある。

〔作用効果〕
本発明者らの検討によれば、燃料ガスの露点が比較的低い（例えば０℃）状態では、酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤を常温で使用し続けたとしても、十分に長期に亘って優れた脱硫性能を発揮し得る。よって、脱硫剤を加熱して加温状態とする必要性は低い。一方、燃料ガスの露点が比較的高い状態では、上記したように酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤を常温で使用し続けると、長期に亘って優れた脱硫性能を発揮し得ない場合がある。よって、脱硫剤を加熱して加温状態とする必要性が高いと言える。

つまり、上記の特徴構成によれば、燃料ガスの露点が０℃以上のとき、酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤を、加熱手段により積極的に加熱して５０℃〜８０℃の加温状態とする。前記燃料ガスの露点に応じて、前記脱硫部を前記脱硫剤の脱硫性能が高くなる設定温度に加熱し、前記脱硫剤が高活性で脱硫できる環境にて前記脱硫部を機能させることができる。したがって、前記燃料ガスの露点が変動したとしても、前記脱硫剤の脱硫性能の高い状態で前記脱硫部を機能させることができるため、前記脱硫剤を長期にわたって使用することができるようになった。そのため、総合的に見て、脱硫剤による脱硫性能を向上させることができる。また、脱硫性能が向上するので、脱硫装置の容器内に収容して備えられる脱硫剤量を一定とした場合に、高い脱硫性能が維持される期間をその分だけ延長させることができる。

従って、所定の寿命期間に亘って脱硫剤の交換を不要、もしくは限られた回数とすることができる燃料電池発電システムを提供することができる。

また、特に前記燃料ガスの露点が０℃以上のとき、前記脱硫剤を５０℃〜８０℃の加温状態とするから、前記脱硫剤は後述の実験結果より、脱硫剤が特に性能の高くなる温度域で動作させられることになり、特に脱硫性能を高く維持することができる。

〔構成〕
ここで、前記容器の上流側に設けられ、前記容器に流入する燃料ガスの露点を検出する露点センサと、前記露点センサにより検出される露点に応じて前記加熱手段の動作を制御する加熱制御手段と、を更に備えた構成とすると好適である。

〔作用効果〕
この構成によれば、加熱制御手段が、露点センサにより検出される露点に基づいて脱硫剤を加熱して加温状態とする必要性の有無を判断し、当該必要性の有無に応じて加熱手段の動作（加熱の有無等）を適切に制御することができる。

〔構成〕
ここで、前記加熱手段が、前記燃料電池から排出される排熱を熱源として前記脱硫剤を加熱可能に構成された構成とすると好適である。

〔作用効果〕
この構成によれば、燃料電池から排出される排熱を利用して、脱硫剤を迅速かつ適切に加熱することができる。また、燃料電池から排出される排熱を、加熱手段が脱硫剤を加熱するための熱源として有効利用することができる。よって、脱硫剤を加熱するための熱源を別途設置する必要がなくなるので、燃料電池発電システム全体のエネルギ効率を向上させることができる。

また、前記加熱手段が、前記排熱を回収し当該回収された熱を蓄熱する蓄熱機構と、前記蓄熱機構により蓄熱された熱を前記容器へ供給する熱供給機構と、を備える構成とすることもできる。
この構成によれば、脱硫剤を加熱する必要性の有無に応じて、燃料電池から排出される排熱の蓄熱と、蓄熱された熱を利用した脱硫剤の加熱と、を適切に切り替えることができる。すなわち、燃料電池からの排熱を蓄熱装置に蓄熱しておくことで、必要に応じて、当該蓄熱された熱を利用して脱硫剤を迅速かつ適切に加熱することができる。

また、前記燃料電池が発電を開始する前、又は発電を停止した後の一定時間、前記加熱手段に前記脱硫剤を加熱させるように制御する非発電時加熱制御手段を備えた構成とすることもできる。
この構成によれば、非発電時加熱制御手段からの指令により、燃料電池が発電を開始する前に加熱手段により脱硫剤を加熱して、脱硫剤の温度を上昇させることができる。よって、改質装置が燃料ガスを改質して改質ガスを生成させるよりも前に、脱硫剤が高い脱硫性能を発揮し得る状態を早期に作り出すことができる。また、燃料電池が発電を停止して脱硫剤の温度が低下していた間に硫黄化合物が脱着していた場合であっても、加温状態の脱硫剤により、これを再吸着して除去することが容易となる。従って、燃料電池発電システムの運転開始時に、燃料ガス中の硫黄化合物が改質装置及び燃料電池に到達するのを極力抑制することができる。

同様に、非発電時加熱制御手段からの指令により、燃料電池が発電を停止した後も加熱手段により脱硫剤を加熱して、一定時間、脱硫剤の温度を加温状態に維持させることができる。ところで、燃料電池発電システムの停止に際しては、燃料電池による発電を停止した状態で燃料電池内にガスを充填し、その状態で燃料電池をシールすることが通常行われる。このとき、上記のように燃料電池による発電停止後も脱硫剤を一定時間だけ加熱して加温状態に維持することで、燃料電池発電システムの上流側からガスをシール用に供給する場合にも、脱硫剤を高い脱硫性能を発揮し得る状態に維持できる。従って、燃料電池の発電停止時に、硫黄化合物が改質装置及び燃料電池に到達するのを極力抑制することができる。

また、前記脱硫剤の温度を検出する温度検出手段と、前記加熱手段による加熱後、前記温度検出手段により検出される温度に基づいて、前記脱硫剤が前記加温状態となった後に前記燃料電池に発電を開始させる起動制御手段と、を更に備える構成とすることができる。
この構成によれば、加熱制御手段と発電前加熱制御手段と起動制御手段とが協働することにより、燃料電池が発電を開始するよりも前に、脱硫剤を確実に加温状態とすることができる。よって、脱硫剤が常に高い脱硫性能を維持した状態で、燃料電池発電システムを作動させることができる。従って、改質装置及び燃料電池の状態を、長期に亘って確実に良好な状態に維持して、安定的に発電を行うことができる。

燃料電池発電システムの概略構成図である。 加熱手段の概略構成図である。 脱硫温度と酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤の寿命との関係を示すグラフ 燃料電池発電システムの起動動作を示すフロー図 燃料電池発電システムの脱硫制御部の動作フロー図 脱硫温度と銅−ゼオライト系脱硫剤の寿命との関係を示すグラフ

本発明の実施形態について、図面を参照して説明する。
本実施形態に係る燃料電池発電システムＳは、硫黄化合物を含有する燃料ガスＰから硫黄化合物を除去するための脱硫装置Ｄと、脱硫装置Ｄによって脱硫処理された燃料ガスＰを改質して、水素を主成分とする改質ガスＲを生成させる改質器３と、改質器３から供給される改質ガスＲを燃料として用いて発電する燃料電池６と、を備えている。このような構成において、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳは、脱硫装置Ｄが、燃料ガスＰが通過可能に設けられた容器Ｃ内に、硫黄化合物を吸着する常温脱硫剤１ａ（以下単に脱硫剤という）を収容して備えると共に、前記燃料ガスＰの露点が０℃以上のとき、容器Ｃ内の脱硫剤１ａを５０℃〜８０℃の加温状態とするように加熱する加熱手段２１を備えた点に特徴を有する。これにより、所定の寿命期間に亘って脱硫剤１ａの交換を不要、もしくは限られた回数とすることが可能となっている。以下、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳの各部の構成について、詳細に説明する。

１．燃料電池発電システムの全体構成
まず、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳの全体構成について説明する。燃料電池発電システムＳは、図１に示すように、脱硫装置Ｄと、水蒸気生成器２と、改質器３と、一酸化炭素変成器４と、一酸化炭素除去器５と、燃料電池６と、を主要な構成要素として備えている。

脱硫装置Ｄは、硫黄化合物を含有する燃料ガスＰから硫黄化合物を除去する。脱硫装置Ｄには、メタンやプロパン等の炭化水素を主成分とする燃料ガスＰが供給される。本実施形態においては、燃料ガスＰとして用いられるメタンやプロパン等は、都市ガスやＬＰＧ等の形態で供給される。都市ガスやＬＰＧ等は一般に、例えばジメチルスルフィド（ＤＭＳ）等の硫黄化合物を付臭剤として含有している。燃料ガスＰは、その流量を調節するガス流量調節弁１１及び燃料ガスＰの流通を付勢するポンプ１３を介して脱硫装置Ｄに流入する。燃料ガスＰに含まれる硫黄化合物は、当該脱硫装置Ｄに備えられる脱硫剤１ａにより吸着除去される。これにより、燃料ガスＰは脱硫装置Ｄを通過する際に脱硫される。脱硫装置Ｄによって脱硫処理された燃料ガスＰは、改質器３に供給される。脱硫装置Ｄの詳細については、後述する。

改質器３は、脱硫装置Ｄによって脱硫処理された燃料ガスＰを改質して、水素を主成分とする改質ガスＲを生成させる。本実施形態においては、改質器３が本発明における「改質装置」に相当する。改質器３は、ルテニウム、ニッケル、白金等の改質触媒（不図示）を有する。また、改質器３には、水蒸気生成器２で生成された水蒸気が脱硫処理後の燃料ガスＰに混合される形態で供給される。燃料ガスＰに混合される水蒸気量は、水蒸気流量調節弁１２によって調節される。そして、改質器３は、燃料ガスＰを、水素と一酸化炭素と二酸化炭素とを含む改質ガスＲに改質する。燃料ガスＰが、メタンを主成分とするガスである場合、メタンと水蒸気とが下記の反応式にて改質反応して、水素と一酸化炭素と二酸化炭素を含む改質ガスＲに改質処理される。

ＣＨ₄＋Ｈ₂Ｏ→ＣＯ＋３Ｈ₂
ＣＨ₄＋２Ｈ₂Ｏ→ＣＯ₂＋４Ｈ₂

改質器３によって改質処理された改質ガスＲは、一酸化炭素変成器４に供給される。

一酸化炭素変成器４は、改質器３にて改質処理された改質ガスＲに含まれる一酸化炭素を低減するように処理する。一酸化炭素変成器４は、鉄−クロム系、銅−亜鉛系等の一酸化炭素変成触媒（不図示）を有する。一酸化炭素変成器４においては、一酸化炭素変成触媒の触媒作用により、改質器３で生成された改質ガスＲ中に残留する一酸化炭素と水蒸気とが、例えば２００℃〜３００℃程度の反応温度で下記の反応式にて変成反応して、一酸化炭素が二酸化炭素に変成処理される。

ＣＯ＋Ｈ₂Ｏ→ＣＯ₂＋Ｈ₂

一酸化炭素変成器４によって変成処理された改質ガスＲは、一酸化炭素除去器５に供給される。

一酸化炭素除去器５は、一酸化炭素変成器４にて変成処理された改質ガスＲ中に残留している一酸化炭素を選択的に酸化して除去する。一酸化炭素除去器５は、ルテニウムや白金、パラジウム、ロジウム等の一酸化炭素除去触媒（不図示）を有する。一酸化炭素除去器５においては、一酸化炭素除去触媒の触媒作用により、１００℃〜２００℃程度の反応温度で改質ガスＲ中に残留している一酸化炭素が、添加される空気中の酸素によって選択的に酸化される。その結果、一酸化炭素濃度の低い（例えば１０ｐｐｍ以下）、水素リッチな改質ガスＲ（燃料ガス）が生成される。生成された水素リッチな改質ガスＲは、燃料電池６に供給される。

燃料電池６は、改質器３から供給される改質ガスＲを燃料として用いて発電する。本実施形態では、上記のとおり改質器３から供給される改質ガスＲは、一酸化炭素変成器４及び一酸化炭素除去器５を経ることで水素リッチな状態となっており、燃料電池６は、この水素リッチな改質ガスＲを燃料として用いて発電を行う。このような燃料電池６としては、固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）、リン酸形燃料電池（ＰＡＦＣ）、溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）等、各種方式のものを採用することができる。燃料電池６は、各方式に応じてそれぞれ常温よりも高い温度で運転される。本実施形態では、燃料電池６として固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）が採用されており、燃料電池６は８０〜１００℃の温度で運転される。本実施形態に係る燃料電池６では、白金触媒の存在下、一酸化炭素除去器５から供給される水素リッチな改質ガスＲと、ブロア１４から供給される酸素（空気）との反応により、直流電力ＤＣが取り出される。

燃料電池６により発電されて取り出された直流電力ＤＣは、電力変換器７へ送られる。電力変換器７は、直流電力ＤＣを所定周波数の交流電力ＡＣに変換する。交流電力ＡＣは、商用電力系統と連系して電気機器等の電力負荷（不図示）に供給されるように構成されている。

２．脱硫装置の構成
次に、脱硫装置Ｄの構成について説明する。本実施形態に係る脱硫装置Ｄは、脱硫器１と加熱手段２１とを備えている。脱硫器１は、硫黄化合物を含有する燃料ガスＰから硫黄化合物を除去するための中心的な機能を果たしている。脱硫器１は容器Ｃ（図２を参照）を備えており、当該容器Ｃ内に、硫黄化合物を吸着する脱硫剤１ａが収容されている。容器Ｃは、その内部に燃料ガスＰが通過可能に設けられている。

〔脱硫装置の実施例１〕
脱硫剤１ａとして、酸化銅−酸化マンガン系脱硫剤を用いた実施例を以下に示す。前記酸化銅−酸化マンガン系脱硫剤は、常温において硫黄化合物に対して優れた吸着性能を発揮する脱硫剤１ａの一種である。

図３は、前記脱硫剤１ａの脱硫温度と寿命（破過時間に対応する）との関係を示す図である。この図に示すように、脱硫剤１ａは、燃料ガスＰの露点が低い場合（例えば、露点が−４０℃の場合）には、低温で動作するほど前記脱硫剤１ａの寿命は長くなるが、露点が高い場合には、脱硫剤１ａの寿命は低温動作の場合よりも短くなる傾向が見られるとともに、５０℃〜８０℃において寿命を最大にする最適値が存在することがわかる。つまり、燃料ガスＰの露点に応じて前記脱硫剤１ａの動作温度を、５０℃〜８０℃の所定値に設定する本発明の脱硫方法を適用することによって、前記脱硫剤１ａの性能を最大限発揮させられることがわかる。

尚、図３における破過時間は、以下のようにして求めた。尚、下記において、濃度は体積基準で求めたものを％あるいはｐｐｍで示している。

脱硫器１の容器Ｃ内部に下記酸化銅−酸化マンガン系脱硫剤（ズードケミー触媒社製Ｎ−１４０）を６２ｍｌ収容する。この容器Ｃに下記組成の都市ガスを１１ＮＬ／ｍｉｎで流通させ、容器出口から排出されるガス中のＤＭＳ濃度をガスクロマト分析計（島津製ＦＰＤ検出器付きガスクロマト分析計）によって分析し、０．１ｐｐｍ検出されるまでの時間を求めて破過時間とした。

○酸化銅−酸化マンガン系脱硫剤
基材：
酸化銅（ＣｕＯ） ：２０質量％
酸化マンガン（ＭｎＯ）：５０質量％
嵩密度 ：０．９ｋｇ／Ｌ
破壊強度 ：６０Ｎ以上
耐熱温度 ：３５０℃

○都市ガスの組成
メタン ：８８．９％
エタン ：６．８％
プロパン ：３．１％
ブタン ：１．２％
ＤＭＳ ：２．６％
ｔ-ブチルメルカプタン：１．７％

尚、脱硫剤１ａとしては、酸化銅−酸化マンガン系脱硫剤のほか、種々のものが知られているが、脱硫温度と寿命との関係については同様の傾向を示すので、本発明の脱硫方法を適用することができる。

〔脱硫装置の実施例２〕
脱硫剤１ａとして、銅−ゼオライト系脱硫剤を用いた実施例を以下に示す。前記酸化銅−ゼオライト系脱硫剤は、常温において硫黄化合物に対して優れた吸着性能を発揮する脱硫剤１ａの一種である。

図６は、前記脱硫剤１ａの脱硫温度と寿命（破過時間に対応する）との関係を示す図である。この図に示すように、脱硫剤１ａは、燃料ガスＰの露点が低い場合（例えば、露点が−４０℃の場合）には、低温で動作するほど前記脱硫剤１ａの寿命は長くなるが、露点が高い場合（例えば露点が−２０℃〜−１０℃の場合）には、脱硫剤１ａの寿命は低温動作の場合よりも短くなる傾向が見られるとともに、７０℃〜１５０℃において寿命を最大にする最適値が存在することがわかる。つまり、燃料ガスＰの露点に応じて前記脱硫剤１ａの動作温度を、７０℃〜１５０℃の所定値に設定すると、前記脱硫剤１ａの性能を最大限発揮させられることがわかる。

尚、図６における破過時間は、下記脱硫剤１ａを用いたほかは、先の実施例と同様に求めたものである。

○銅−ゼオライト系脱硫剤
東ソー製ゼオライトＨＳＺ−３２０−ＮＡＡ粉末にアルミナ粉末を加えて１．６ｍｍΦに押出し成型してゼオライト基材を成型した。このゼオライト基材を硝酸銅水溶液に浸漬後、洗浄、乾燥しさらに、４００℃で３時間焼成することにより、銅−ゼオライト系脱硫剤が得られた。

得られた銅−ゼオライト系脱硫剤の組成は、島津製エネルギー分散型蛍光Ｘ線分析装置による分析の結果、元素比において以下のとおりであった。
Ｃｕ： ５．５質量％
Ａｉ：１６．６質量％
Ｓｉ：２１．７質量％

本願にあっては、脱硫装置Ｄは加熱手段２１を備えた構成とされている。加熱手段２１は、容器Ｃ内に収容された脱硫剤１ａを加熱する。本実施形態では、上記のとおり脱硫剤１ａとして、酸化銅−酸化マンガン系脱硫剤が採用されている。このような脱硫剤１ａは通常であれば常温（例えば、０℃〜３０℃）で使用されるところ、加熱手段２１は、前記燃料ガスＰの露点が０℃以上のとき、容器Ｃ内の脱硫剤１ａを５０℃〜８０℃の「加温状態」（脱硫温度）とするように積極的に加熱する。これにより、上記の検討から明らかなように、燃料ガスＰの露点が高い場合にも、脱硫剤１ａの必要量は顕著に増えず、少ない脱硫剤１ａで長期にわたって脱硫運転を行うことができる。

本実施形態においては、加熱手段２１は、燃料電池６から排出される排熱を熱源として脱硫剤１ａを加熱可能に構成されている。このような構成を可能とするべく、燃料電池発電システムＳは、図２に示すように、燃料電池６から排出される排熱を回収する排熱回収機構２２を備えている。排熱回収機構２２は、燃料電池６から排出される排熱を回収すると共に、当該回収された熱を脱硫剤１ａへ供給するための機構である。排熱回収機構２２は、燃料電池６からの排ガスと排熱回収回路２７内を流通する排熱回収水との間の熱交換を行わせるための熱交換器２３を備えている。ポンプ２５を作動させることにより、排熱回収回路２７内を流通する排熱回収水は、熱交換器２３で燃料電池６からの排ガスとの間で熱交換を行う。熱交換器２３を通過する際に加熱された排熱回収水は、脱硫器１（容器Ｃ内の脱硫剤１ａ）に供給されて脱硫剤１ａを加熱する。脱硫剤１ａを加熱した後の排熱回収水は、貯湯タンク２４に貯えられる。すなわち、貯湯タンク２４に貯えられる排熱回収水が有する熱量の形態で、回収された熱が蓄熱される。

貯湯タンク２４は、上部に高温の湯水が滞留する高温層を形成すると共に、その高温層の下部に低温の湯水が滞留する形態で湯水を貯留する、所謂温度成層型に構成されている。本実施形態では、脱硫剤１ａを加熱した後の比較的高温の排熱回収水は、貯湯タンク２４の上端近傍に供給される。そして、ポンプ２５が作動することにより、貯湯タンク２４の上端部に滞留する高温層から比較的高温の湯水が排熱回収水として熱交換器２３に供給される。以上の動作を繰り返すことにより、燃料電池６から排出される排熱を回収すると共に脱硫剤１ａを加熱することが可能とされている。なお、燃料電池６が発電を開始する前であっても、貯湯タンク２４の上端部に滞留する比較的高温の湯水が容器Ｃ内の脱硫剤１ａに供給されることにより、脱硫剤１ａを加熱することが可能である。すなわち、貯湯タンク２４内の排熱回収水が有する熱量の形態で蓄熱された熱が、容器Ｃ内の脱硫剤１ａに供給される。従って、本実施形態においては、排熱回収機構２２が本発明における「蓄熱機構」及び「熱供給機構」の双方の機能を果たしている。

本実施形態では、回収された熱は、更に熱負荷２６へも供給されるように構成されている。すなわち、貯湯タンク２４の上端部に滞留する比較的高温の湯水は、更に熱負荷２６へも供給されるように構成されている。このように、燃料電池６の発電に伴う排熱を有効利用することにより、燃料電池発電システムＳの総合的なエネルギ効率の向上が図られている。なお、排熱回収機構２２が、貯湯タンク２４から供給される湯水を加熱するためのバックアップヒーターを備える構成としても好適である。このようにすれば、貯湯タンク２４から湯水が脱硫剤１ａや熱負荷２６に供給される際に、湯水温度が脱硫剤１ａや熱負荷２６において要求される温度に達していない場合に、湯水を適切に加熱することができる。

本実施形態に係る脱硫装置Ｄでは、上記のとおり加熱手段２１により、前記燃料ガスＰの露点が０℃以上のとき、容器Ｃ内に収容された脱硫剤１ａを５０℃〜８０℃の加温状態とする。これにより、脱硫剤１ａに長期に亘ってその脱硫性能を良好に維持させることが可能となっている。その結果、所定の寿命期間に亘って脱硫剤１ａの交換を不要、もしくは限られた回数とすることが可能となっている。

また、脱硫剤１ａが長期に亘ってその脱硫性能が良好に維持されるので、脱硫装置Ｄが組み込まれた燃料電池発電システムＳに備えられた改質器３の改質触媒が、ＤＭＳ等の硫黄化合物によって被毒して性能劣化を引き起こすのを長期に亘って有効に抑制することも可能となる。従って、改質器３及び燃料電池６の状態が長期に亘って良好な状態に維持されるので、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳは、長期に亘って安定的に発電を行うことが可能となっている。

３．制御装置の構成
次に、制御装置３０の構成について説明する。燃料電池発電システムＳが備える制御装置３０は、図１に示すように、燃料電池発電システムＳの各部の動作制御を行う中核部材としての機能を果たしており、脱硫制御部３１とシステム制御部３６との各機能部を備えて構成されている。本実施形態においては、脱硫制御部３１は加熱制御部３２を備え、システム制御部３６は、発電前加熱制御部３７と起動制御部３８と停止後加熱制御部３９とを備えている。また、制御装置３０は、ＣＰＵ等の演算処理装置を中核部材として備えるとともに、当該演算処理装置からデータを読み出し及び書き込みが可能に構成されたＲＡＭ（ランダム・アクセス・メモリ）や、演算処理装置からデータを読み出し可能に構成されたＲＯＭ（リード・オンリ・メモリ）等の記憶装置等を有して構成されている（不図示）。そして、ＲＯＭ等に記憶されたソフトウェア（プログラム）又は別途設けられた演算回路等のハードウェア、或いはそれらの両方により、制御装置３０の各機能部が構成される。各機能部は、互いに情報の受け渡しを行うことができるように構成されている。

また、この燃料電池発電システムＳは、システム内の各部に設けられた複数のセンサ、具体的には、露点センサＳｅ１及び温度センサＳｅ２を備えている。露点センサＳｅ１は、容器Ｃの上流側の燃料ガスＰの供給路に設けられている。この露点センサＳｅ１は、容器Ｃに流入する燃料ガスＰの露点を検出するセンサであり、例えば静電容量式露点計等を用いて実現できる。燃料ガスＰの露点は、当該燃料ガスＰの露点を表す情報となる。温度センサＳｅ２は、容器Ｃの近傍に設けられている。この温度センサＳｅ２は、容器Ｃ内に収容された脱硫剤１ａの温度を検出するセンサであり、放射温度計等の非接触式温度計や、表面温度計等の接触式温度計等を用いて実現できる。本実施形態においては、温度センサＳｅ２が本発明における「温度検出手段」に相当する。これらの露点センサＳｅ１及び温度センサＳｅ２による検出結果を示す情報は、制御装置３０へ出力される。以下では、制御装置３０の各機能部の詳細について説明する。

脱硫制御部３1は、燃料電池発電システムＳに備えられた脱硫装置Ｄの動作を制御する機能部である。脱硫制御部３1は、加熱制御部３２をその下位の機能部として更に備えている。加熱制御部３２は、加熱手段２１の動作を制御する機能部である。本実施形態においては、加熱制御部３２は、露点センサＳｅ１により検出される燃料ガスＰの露点に応じて、加熱手段２１の動作を制御するように構成されている。より具体的には、加熱制御部３２は、露点センサＳｅ１により検出される燃料ガスＰの露点に基づいて燃料ガスＰを脱硫すべき動作温度を脱硫温度データベース３３ａを備えた脱硫温度判定部３３によりもとめ、動作温度判定部燃料ガスＰの状態（低湿状態又は高湿状態）に応じて加熱手段２１の動作を制御する。例えば、図３に示す特性の脱硫触媒の場合、データベース３３ａには、露点が０℃以上で設定温度５０℃、露点が５℃〜１０℃で設定温度６０℃、露点がそれ以上で設定温度７０℃に加熱する設定温度が記憶されており、前記露点センサＳｅ１の出力に基き、前記加熱手段２１が前記脱硫器１をそれぞれの設定温度に加熱する。

ここで、燃料ガスＰの状態を判定するに際しては、脱硫温度判定部が、前記露点に基き、脱硫温度データベース３３ａから最適脱硫温度を読み出し、目標脱硫温度に設定する。前記脱硫制御部は、前記脱硫剤１ａの温度と前記目標脱硫温度とを比較して加熱制御部による加熱量を制御する。

本実施形態においては、加熱制御部３２は、燃料ガスＰが低湿状態にある場合には、加熱手段２１による脱硫剤１ａに対する加熱を停止させるように制御する。これは、燃料ガスＰが低湿状態にある場合には、加熱手段２１により脱硫剤１ａを加熱して脱硫剤１ａの温度を高くしても、脱硫剤１ａによる脱硫性能はほとんど変化しないか、むしろ僅かに低下する可能性があるからである。一方、加熱制御部３２は、燃料ガスＰが高湿状態である場合には、加熱手段２１による脱硫剤１ａに対する加熱を実行させるように制御する。これは、燃料ガスＰが高湿状態にある場合には、加熱手段２１により脱硫剤１ａを加熱して脱硫剤１ａの温度を高くすることにより、脱硫剤１ａの脱硫性能を大幅に向上させることができるからである。脱硫剤１ａの脱硫性能を大幅に向上させることにより、脱硫剤１ａの必要量を効果的に減少させることができる。或いは、容器Ｃに収容される脱硫剤１ａの量を一定とした場合に、長期に亘ってその脱硫性能を維持させることができる。その結果、脱硫剤１ａについて、所定の寿命期間に亘って交換を不要、もしくは限られた回数とできると共に、燃料電池発電システムＳは長期に亘って安定的に発電を行うことが可能となる。

上記のとおり、本実施形態においては、燃料電池発電システムＳは、燃料電池６から排出される排熱を回収する排熱回収機構２２を備えており、当該排熱回収機構２２に備えられる貯湯タンク２４に貯えられた高温の湯水が容器Ｃ内の脱硫剤１ａに供給されることにより、脱硫剤１ａを加熱することができるように構成されている。従って、本実施形態では、加熱制御部３２は排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５の動作（ポンプ２５のオン／オフ）を切り替えることにより、脱硫剤１ａに対する加熱の実行又は停止の切り替えを制御する。

システム制御部３６は、脱硫制御部３1と協調して燃料電池発電システムＳ全体の動作を制御する機能部である。システム制御部３６は、発電前加熱制御部３７と起動制御部３８と停止後加熱制御部３９とをその下位の機能部として更に備えている。

発電前加熱制御部３７は、燃料電池６が発電を開始する前における加熱手段２１の動作を制御する機能部である。発電前加熱制御部３７は、燃料電池６が発電を開始する前の一定時間、加熱手段２１に脱硫剤１ａを加熱させるように制御する。このときの「一定時間」としては、任意の時間を設定することができ、例えば１〜１０〔分〕等とすることができる。或いは、特に固定された時間とはせずに、例えば脱硫剤１ａの温度が所定温度以上となるまでの時間としても良い。本実施形態では後者が採用されている。本実施形態においては、発電前加熱制御部３７は、排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５を作動させることにより脱硫剤１ａを加熱させる。

起動制御部３８は、燃料電池６の起動動作を制御する機能部である。起動制御部３８は、加熱手段２１による加熱後、温度センサＳｅ２の検出結果に基づいて、脱硫剤１ａが加温状態となった後に燃料電池６に発電を開始させるように制御する。ここで、既に上記で説明したように、本実施形態では脱硫剤１ａの「加温状態」とは、脱硫剤１ａの温度が５０℃〜８０℃の状態にあることを意味する。従って、起動制御部３８は、燃料電池６が発電を開始する前に発電前加熱制御部３７と加熱手段２１とが協働することにより脱硫剤１ａの温度が徐々に上昇し、温度センサＳｅ２により検出される脱硫剤１ａの温度がやがて５０℃に達した時点で燃料電池６に対して起動信号を出力し、燃料電池６に発電を開始させる。

停止後加熱制御部３９は、燃料電池６が発電を停止した後における加熱手段２１の動作を制御する機能部である。停止後加熱制御部３９は、燃料電池６による発電の停止後、温度センサＳｅ２の検出結果に基づいて、一定時間、加熱手段２１に脱硫剤１ａを加熱させるように制御する。このときの「一定時間」としては、任意の時間を設定することができ、例えば１〜３０〔分〕等とすることができる。或いは、特に固定された時間とはせずに、例えば脱硫剤１ａの温度が所定温度以下となるまでの時間としても良い。本実施形態においては、停止後加熱制御部３９は、排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５を作動させることにより脱硫剤１ａを加熱させる。

本実施形態においては、発電前加熱制御部３７を備えたことにより、燃料電池６が発電を開始するよりも前に脱硫剤１ａの温度を上昇させることができる。よって、改質器３が燃料ガスＰを改質して改質ガスＲを生成させるよりも前に、脱硫装置Ｄに備えられた脱硫剤１ａが高い脱硫性能を発揮し得る状態を早期に作り出すことができる。また、燃料電池６が発電を停止して脱硫剤１ａの温度が低下していた間に硫黄化合物が脱着していた場合であっても、加温状態の脱硫剤１ａによりこれを再吸着して除去することが容易となる。従って、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳでは、改質器３に備えられる改質触媒が燃料ガスＰ中に含まれるＤＭＳ等の硫黄化合物によって被毒して性能劣化を引き起こすのを、より有効に抑制することができる。

更に本実施形態においては、起動制御部３８を備えたことにより、当該起動制御部３８と発電前加熱制御部３７と加熱手段２１とが協働して、燃料電池６が発電を開始するよりも前に、脱硫装置Ｄに備えられた脱硫剤１ａを確実に５０℃以上の加温状態とすることができる。よって、脱硫剤１ａが常に高い脱硫性能を維持した状態で燃料電池発電システムＳを作動させることができる。従って、改質器３及び燃料電池６の状態を、長期に亘って確実に良好な状態に維持して、燃料電池発電システムＳに安定的に発電を行わせることができるようになっている。

また、本実施形態においては、停止後加熱制御部３９を備えたことにより、燃料電池６が発電を停止した後も、一定時間、脱硫剤１ａの温度を比較的高い状態に維持させることができる。ところで、燃料電池発電システムＳの停止に際しては、燃料電池６による発電を停止した状態で燃料電池６内にガスを充填し、その状態で燃料電池６をシールすることが通常行われる。このとき、上記のように燃料電池６による発電停止後も脱硫剤１ａを一定時間だけ加熱して加温状態に維持することで、燃料電池発電システムＳの上流側からガスをシール用に供給する場合にも、脱硫剤１ａを高い脱硫性能を発揮し得る状態に維持できる。従って、燃料電池６の発電停止時に、硫黄化合物が改質器３及び燃料電池６に到達するのを極力抑制することができる。

なお、制御装置３０は、ガス流量調節弁１１及び水蒸気流量調節弁１２の開度、ポンプ１３の動作、ブロア１４の動作、並びに電力変換器７の動作等の制御も行なうように構成されている。

４．燃料電池発電システムの制御処理の手順
次に、本実施形態に係る制御装置３０による燃料電池発電システムＳの制御処理の内容について説明する。以下では、燃料電池発電システムＳに備えられた燃料電池６が発電を開始する前の制御処理である起動制御処理と、燃料電池発電システムＳに備えられた脱硫装置Ｄに対する制御処理である加熱制御処理と、に分けて説明する。以下に説明する起動制御処理及び加熱制御処理の手順は、制御装置３０の各機能部により実行される。

４−１．起動制御処理の処理手順
まず、起動制御処理の処理手順について説明する。図４は、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳにおける起動制御処理の処理手順を示すフローチャートである。起動制御処理においては、燃料電池６に対する発電要求があった場合には（ステップ＃０１：Ｙｅｓ）、まず発電前加熱制御部３７は、加熱手段２１に脱硫剤１ａを加熱させる（ステップ＃０２）。本実施形態では、発電前加熱制御部３７は、排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５を作動させて貯湯タンク２４に貯えられた高温の湯水を容器Ｃに供給し、湯水と脱硫剤１ａとを熱交換させることにより脱硫剤１ａを加熱する。次に、起動制御部３８は、温度センサＳｅ２により検出される脱硫剤１ａの温度を取得する（ステップ＃０３）。起動制御部３８は、取得された脱硫剤１ａの温度に基づいて、脱硫剤１ａが加温状態にあるか否かを判定する（ステップ＃０４）。

脱硫剤１ａが加温状態に達していないと判定された場合、すなわち、脱硫剤１ａの温度が５０℃未満であると判定された場合には（ステップ＃０４：Ｎｏ）、引き続き加熱手段２１による脱硫剤１ａの加熱が行われ、再度ステップ＃０４の処理が行われる。やがて脱硫剤１ａが加温状態に達したと判定された時点、本例では脱硫剤１ａの温度が５０℃以上になったと判定された時点で（ステップ＃０４：Ｙｅｓ）、起動制御部３８は、燃料電池６に発電を開始させる（ステップ＃０５）。以上で、起動制御処理を終了する。

４−２．加熱制御処理の処理手順
次に、加熱制御処理の処理手順について説明する。図５は、本実施形態に係る燃料電池発電システムＳにおける加熱制御処理の処理手順を示すフローチャートである。加熱制御処理においては、まず加熱制御部３２は、露点センサＳｅ１により検出される燃料ガスＰの露点を取得する（ステップ＃２０）。次に、加熱制御部３２は、取得した露点に対応する目標脱硫温度を求めて設定する（ステップ＃２１）。そして温度センサＳｅ２により検出される脱硫剤１ａの温度に基づいて、燃料ガスＰの加熱要否を判定する（ステップ＃２２）。脱硫剤１ａの温度が前記目標脱硫温度より低い場合には、（ステップ＃２２：Ｙｅｓ）、加熱制御部３２は、加熱手段２１に脱硫剤１ａを加熱させる（ステップ＃２３）。本実施形態では、加熱制御部３２は、発電前加熱制御部３７と同様、排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５を作動させることにより脱硫剤１ａを加熱させる。一方、燃料ガスＰが前記目標脱硫温度よりも高いと判定された場合には（ステップ＃２２：Ｎｏ）、加熱制御部３２は、加熱手段２１による脱硫剤１ａの加熱を停止する（ステップ＃２４）。本実施形態では、加熱制御部３２は、ポンプ２５を停止させることにより脱硫剤１ａの加熱を停止する。以上のステップ＃２１〜＃２４の処理は、燃料電池６による発電が行われている間（ステップ＃２５：Ｎｏ）、逐次繰り返して実行される。

燃料電池６による発電が停止されると（ステップ＃２５：Ｙｅｓ）、停止後加熱制御部３９は、直近のステップ＃２１で取得された燃料ガスＰの露点に基づいて、その時点における燃料ガスＰが高湿状態にあるか否かを判定する（ステップ＃２６）。燃料ガスＰが低湿状態にあると判定された場合には（ステップ＃２６：Ｎｏ）、ステップ＃２４において既に加熱手段２１による脱硫剤１ａの加熱が停止されているので、そのまま加熱制御処理を終了する。一方、燃料ガスＰが高湿状態にあると判定された場合には（ステップ＃２６：Ｙｅｓ）、ステップ＃２３において実行された加熱手段２１による脱硫剤１ａの加熱を継続したまま、停止後加熱制御部３９は、所定時間が経過したか否かを判定する（ステップ＃２７）。その後、所定時間が経過すると（ステップ＃２７：Ｙｅｓ）、停止後加熱制御部３９は、加熱手段２１による脱硫剤１ａの加熱を停止する（ステップ＃２８）。本実施形態では、停止後加熱制御部３９は、排熱回収機構２２の排熱回収回路２７に備えられたポンプ２５を停止させることにより脱硫剤１ａの加熱を停止する。以上で、加熱制御処理を終了する。

〔その他の実施形態〕
（１）上記第一の実施形態においては、制御装置３０が加熱制御部３２を備え、当該加熱制御部３２が、燃料ガスＰの露点に応じて加熱手段２１の動作を制御するように構成されている場合を例として説明した。しかし、本発明の実施形態はこれに限定されない。すなわち、上記第一の実施形態において、上記第二の実施形態と同様に、加熱手段２１が燃料ガスＰの露点とは無関係に常に脱硫剤１ａを加温状態とするように加熱する構成とすることも、本発明の好適な実施形態の一つである。

（２）上記の実施形態においては、加熱手段２１が、燃料電池６から排出される排熱を熱源として脱硫剤１ａを加熱可能に構成されている場合を例として説明した。しかし、本発明の実施形態はこれに限定されない。すなわち、例えば燃料電池６から排出される排熱とは無関係な専用ヒーター等により加熱手段２１を構成することも、本発明の好適な実施形態の一つである。

（３）上記の各実施形態においては、加熱手段２１が容器Ｃ内の脱硫剤１ａを直接的に加熱する場合を例として説明した。しかし、本発明の実施形態はこれに限定されない。すなわち、例えば加熱手段２１が燃料ガスＰを加熱することにより、容器Ｃ内の脱硫剤１ａを間接的に加熱する構成とすることも、本発明の好適な実施形態の一つである。

（４）上記の各実施形態においては、燃料電池６として固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）を用いる場合を例として説明した。しかし、本発明の実施形態はこれに限定されない。すなわち、これ以外にも各種方式のものを採用することができ、例えば固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）を用いて燃料電池発電システムＳを構成しても好適である。この場合、燃料電池６は８００〜１０００℃の温度で運転されることになるので、上記第二の実施形態のように脱硫剤１ａが燃料電池６との間で直接的に熱交換可能に設置された構成を採用する場合には、脱硫剤１ａの熱劣化を防止する目的で、脱硫剤１ａを収容する容器Ｃと燃料電池６の本体部との間に断熱部材を介挿して備える構成とすると好適である。この場合、断熱部材を構成する材質やその厚み等は、燃料電池６の本体部から熱が移動したとしても脱硫剤１ａの温度が８０℃以下に抑えられるような設定とすると好適である。

本発明は、都市ガスやＬＰＧ等の燃料ガスＰを水素原料とし、この水素原料と空気中の酸素との電気化学反応により発電を行う燃料電池発電システムＳに好適に利用することができる。

１ａ 常温脱硫剤（脱硫剤）
３ 改質器
６ 燃料電池
２１ 加熱手段
２２ 排熱回収機構
３２ 加熱制御部
３７ 発電前加熱制御部
３８ 起動制御部
３９ 停止後加熱制御部
Ｓ 燃料電池発電システム
Ｄ 脱硫装置
Ｃ 容器
Ｐ 燃料ガス
Ｒ 改質ガス
Ｓｅ１ 露点センサ
Ｓｅ２ 温度センサ

Claims (5)

1. 硫黄成分を含有する燃料ガスを、酸化銅−酸化マンガン系の常温脱硫剤を用いて脱硫する脱硫方法であって、前記脱硫剤に供給される燃料ガスの露点が０℃以上のとき、前記脱硫剤を５０℃以上８０℃以下に加熱する脱硫方法。
2. 硫黄成分を含有する燃料ガスを、銅−ゼオライト系の常温脱硫剤を用いて脱硫する脱硫方法であって、前記脱硫剤に供給される燃料ガスの露点が−２０℃以上のとき、前記脱硫剤を７０℃以上１５０℃以下に加熱する脱硫方法。
3. 硫黄化合物を含有する燃料ガスから硫黄化合物を除去するための脱硫装置と、
   前記脱硫装置によって脱硫処理された燃料ガスを改質して、水素を主成分とする改質ガスを生成させる改質装置と、
   前記改質装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電する燃料電池と、を備えた燃料電池発電システムであって、
   前記脱硫装置は、前記燃料ガスが通過可能に設けられた容器の内部に、酸化銅−酸化マンガン系の脱硫剤を充填してあると共に、
   前記燃料ガスの露点が０℃以上のとき、前記容器内の前記脱硫剤を５０℃〜８０℃の加温状態に加熱する加熱手段を備えた燃料電池発電システム。
4. 前記容器の上流側に設けられ、前記容器に流入する燃料ガスの露点を検出する露点センサと、
   前記露点センサにより検出される露点に応じて前記加熱手段の動作を制御する加熱制御部と、
   を更に備えた請求項３に記載の燃料電池発電システム。
5. 前記加熱手段が、前記燃料電池から排出される排熱を熱源として前記脱硫剤を加熱可能に構成された請求項３または４に記載の燃料電池発電システム。

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