JP5646370B2 - 燃料処理装置、燃料電池発電システム及びその運転方法 - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、燃料電池発電システムに用いられる燃料処理装置、その燃料処理装置を有する燃料電池発電システム及びその運転方法に関する。

固体高分子形燃料電池発電システムでは、燃料処理装置において都市ガスやＬＰガスや灯油などの炭化水素系の原燃料から、水蒸気改質などの化学反応により水素リッチな改質ガスを製造し、燃料電池本体に供給し、発電を行っている。

燃料処理装置は、原燃料中に付臭剤や不純物として含まれる硫黄化合物の除去を行う脱硫器、改質用水を水蒸気にする水蒸発器、原燃料と水蒸気を混合した燃料ガスを水蒸気改質反応にて水素リッチな改質ガスにする改質器、改質器を出た改質ガス中の一酸化炭素（ＣＯ）をシフト反応により凡そ0.5％以下に低減させるＣＯシフト反応器、ＣＯシフト反応器から出た改質ガスの一酸化炭素（ＣＯ）を選択酸化反応により10 ppm以下に低減させるＣＯ選択酸化器と各反応器の温度を適切にするための熱交換器から構成されている。

水蒸気改質を利用した燃料処理装置では、水蒸気改質反応で実際に水素を取り出すことのできる水蒸気の量よりも過剰の水蒸気を改質触媒に供給する必要がある。この供給水蒸気を水から作り出す際に、水に必要潜熱を与えるためのエネルギーと、触媒層を周囲温度よりも高い温度に保つためのエネルギーとが燃料処理装置のエネルギーロスとなり、発電システム全体の効率を低下させる要因となる。このため、４種類の触媒のうちすべてまたは一部を一体の容器内に収納し、高温熱源を中心としてその周囲に触媒を配置することにより、温度を適正な温度に保つ方法がある。

また、反応器を触媒の種類ごとに１つまたは複数個用意しその間の保温材厚さを適正な値にすることと、かつ複数個の熱交換器を配置することで、各触媒の温度を適正に保つ方法がある。

また、蒸発器出口の水蒸気温度を測定し、過熱状態にあるかないかで必要な水蒸気が改質器に導入されているかどうかを判定し起動を行うかどうかを決定する制御方法もある。

特開2007-112667号公報 特開2008-019159号公報 特開2007-095547号公報 特開2000-178003号公報 特開2009-067654号公報

しかしながら、従来の方法では、水蒸気発生器が改質器と一体化されているため、脱硫触媒層、改質触媒層、COシフト触媒層、CO選択酸化触媒層など温度範囲を調整しなければならない触媒層から直接伝わる熱をコントロールすることができないため、起動停止時や原燃料流量の変化時に発生する蒸気の過熱度を調節することが困難である。そのため、過熱度が低すぎて、予熱器低温側（都市ガスと水蒸気の混合物の流れる流路）に液相の水分が入って、予熱器高温側出口温度が極端に低下する場合があり、水素リッチガスをCOシフト触媒に最適な200℃〜300℃の温度に保つことが難しい。したがって、必要な過熱度が常に得られるように、燃焼負荷（燃焼器に投入される熱量）を必要以上に増加させて、蒸発器で発生する蒸気の過熱度を高める対策がとられることが多かったが、その結果、燃料処理装置の熱効率が低くなり、固体高分子型燃料電池システム全体の発電効率を低下させるという欠点がある。

一方、蒸発器と触媒層を保温材等を介して分離して設置する方式の燃料処理装置では、改質触媒層の温度を、原燃料ガス入口近傍の最も低いところでも少なくとも300℃以上に保つために、伝熱後の排ガス温度は少なくとも500℃以上の状態で蒸発器に導入する必要がある。したがって、改質器と蒸発器をつなぐ、内部を燃焼ガスが流れる配管の温度は500℃〜700℃となる。配管の温度が高いと、配管からの放熱が大きくなり、実際に蒸発器に入る燃焼ガスの温度は水蒸気を完全に蒸発させるために必要な温度に到達しないおそれがある。このとき、水蒸気は完全に蒸発するための潜熱を得ることができず、クオリティが１以下のいわゆる湿った状態の水蒸気で下流に流れる可能性がある。そのためこれら従来の燃料処理装置では、蒸発器に入る燃焼ガスの温度を高く保つために、燃焼負荷を増やすことで対応するので、燃料処理装置の効率が低下する不具合があった。

また、改質器を出たあとの水素リッチガスを用いて水蒸気を過熱する方式では、改質器を出たあとの水素リッチガスの温度で、水蒸気温度が決まってしまうため、運転状態によって水素リッチガスの温度が高くなると、過熱水蒸気の温度も高くなり、水蒸気と都市ガスとを混合する際に都市ガスからカーボンが生じる可能性があった。

本発明が解決しようとする課題は、各触媒層をその種類に応じた好適な温度への保持、COや硫黄分が所定濃度以下の水素供給が可能などの従来装置の有する利点を損なうことなく、起動時のエネルギーロスが少なく高効率で安定に水蒸気を供給する燃料処理装置、燃料電池発電システム及びその運転方法を提供することである。

本発明に係る燃料処理装置は、少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をＣＯシフト反応により低下させる１つ又は複数のＣＯシフト反応器と、前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に排ガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記排ガスにより予熱する給水予熱器と、を具備することを特徴とする。

本発明に係る燃料電池発電システムは、原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを得る燃料処理装置と、前記燃料処理装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電を行う燃料電池と、を有する燃料電池発電システムであって、前記燃料処理装置は、少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をＣＯシフト反応により低下させる１つ又は複数のＣＯシフト反応器と、前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に排ガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記排ガスにより予熱する給水予熱器と、を具備することを特徴とする。

本発明に係る燃料電池発電システムの運転方法は、上記の燃料電池発電システムを運転操作し、停止し、保守点検する燃料電池発電システムの運転方法において、ブローダウン時に前記給水予熱器の水流路に連通するラインの遮断弁を大気開放し、前記水蒸発器からの圧力を利用して前記給水予熱器の水流路内に残留している水を該水流路から排出することを特徴とする。

第１の実施形態に係る燃料処理装置を有する燃料電池システムを示す構成ブロック図。 第１の実施形態の燃料処理装置に用いられる給水予熱器（二重管タイプ）を示す側面断面図。 （ａ）は第１の実施形態の燃料処理装置に用いられる給水予熱器（シェルアンドチューブタイプ）を示す平面断面図、（ｂ）は同じ給水予熱器を示す側面断面図。 第２の実施形態に係る燃料処理装置を有する燃料電池システムを示す構成ブロック図。 （ａ）は第２の実施形態の燃料処理装置に用いられる給水予熱器（シェルアンドチューブタイプ）を示す平面断面図、（ｂ）は同じ給水予熱器を示す側面断面図。 本発明の第３の実施形態に係る燃料処理装置を有する燃料電池システムを示す構成ブロック図。 第３の実施形態の燃料処理装置に用いられる水蒸気過熱器を示す側面断面図。 本発明の第４の実施形態に係る燃料処理装置を有する燃料電池システムを示す構成ブロック図。

以下に実施形態の燃料処理装置、燃料電池発電システム及びその運転方法を説明する。

（１）本実施形態の燃料処理装置は、少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器(4)と、前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器(5)と、前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をＣＯシフト反応により低下させる１つ又は複数のＣＯシフト反応器(61,62)と、前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路(9a)を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室(9b)を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器(9)と、前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口(36,46,56,66)よりも低い位置に配置された水入口(35,45,55,65)を有する水流路(34,44,54,64)を有し、該水流路との間で熱交換可能に排ガスを通流させ、ガス入口(37,47,57,67,69)と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口(38,38,58,68,70)を有するガス流路(33,43,53,63a,63b)を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記排ガスにより予熱する給水予熱器(11,11A,11B,11C)と、を具備することを特徴とする。

本実施形態によれば、給水予熱器の作用により、従来外部へ捨てていた熱を有効に利用することができるので、新たにエネルギーを外部から供給する必要がなく、固体高分子型燃料電池システムの発電効率を低下させることなく、蒸発器に導入する水を予め加熱しておくことができる。

また、本実施形態によれば、バーナ排ガス入口よりもバーナ排ガス出口のほうが低い位置になるようにしているため、バーナ排ガス流路内でバーナ排ガスに含まれる水分が凝縮しても、重力の作用により、その凝縮水は滞留することなく出口のほうへ流下し、給水予熱器から排出される。給水予熱器から排出されるので、ブロワ動力等の増大を招くことがなく、固体高分子型燃料電池システムの発電効率を低下させることなく、蒸発器に導入する水を予め加熱しておくことができる。

（２）前記（１）の装置において、前記水蒸発器との熱交換後のバーナ排ガスにより前記ＣＯシフト反応器のうちの少なくとも１つと熱交換するＣＯシフト熱交換器をさらに有し、前記ＣＯシフト熱交換器から導出されたバーナ排ガスが前記給水予熱器のガス流路に導入されることが好ましい。

本実施形態によれば、ＣＯシフト熱交換器によりＣＯシフト反応器の熱を給水予熱器において有効利用できるので、装置全体の熱利用効率がさらに向上する。

（３）前記（２）の装置において、前記給水予熱器のガス流路は、水との熱交換部およびその下流部がフェライト系ステンレス鋼により形成されていることが好ましい。

本実施形態によれば、給水予熱器のガス流路を規定する管材料にフェライト系ステンレス鋼を用いているので、凝縮水に含まれる塩素分に起因する腐食を防止でき、長期間にわたって常に安定した運転を行えるという付帯的な効果を得ることができる。

（４）前記（１）の装置において、前記ＣＯシフト反応器のうちの１つから導出される改質ガスが、前記給水予熱器のガス流路に導入されることが好ましい。

本実施形態によれば、給水予熱器での改質水の予熱に例えば第２のＣＯシフト反応器から出た改質ガスの熱を利用することにより装置全体の熱効率がさらに向上する。

（５）前記（１）の装置において、水蒸発器との熱交換後のバーナ排ガスにより前記ＣＯシフト反応器のうちの少なくとも１つと熱交換するＣＯシフト熱交換器をさらに有し、前記ＣＯシフト熱交換器から導出されたバーナ排ガスと、前記ＣＯシフト反応器のうちの１つから導出される改質ガスとが、それぞれ独立する個別の流路により前記給水予熱器のガス流路に導入され、前記給水予熱器でバーナ排ガスが流通するガス流路は、水との熱交換部およびその下流部がフェライト系ステンレス鋼により形成されていることが好ましい。

本実施形態によれば、ＣＯシフト熱交換器の熱交換部およびその下流部のラインを構成する材料にフェライト系ステンレス鋼を用いることにより、各種の腐食損傷を軽減又は防止することができる。とくにフェライト系ステンレス鋼は耐応力腐食割れ（SCC）性に優れていることから、ＣＯシフト熱交換器の熱交換部およびその下流部のラインの寿命延長を図るという実用上不可欠な付帯的な効果を得ることができる。

（６）前記（１）の装置において、前記給水予熱器の水入口が最も低い位置になるように、前記給水予熱器を水平に対して所定の角度に傾けて設置することが好ましい。

本実施形態によれば、給水予熱器を水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置し、給水予熱器の水入口を水出口よりも低い位置にすることにより、運転停止時の改質水ブローダウン操作時において、水蒸発器の水室および給水予熱器の水流路内の水が同時にブローダウンできるため、機器構成が簡潔になるとともに、水蒸発器での水蒸気を安定に停止することができるという付帯的な効果が得られる。本実施形態では給水予熱器の傾斜角θは２°以上であることが望ましい。給水予熱器の傾斜角θが２°以上あれば、重力の作用のみで排水することが可能であるからである。また、本実施形態では給水予熱器の傾斜角θは１０°以下であることが望ましい。傾斜角θが１０°以下であれば、高さ方向の設置スペースができる付帯的な効果が得られるからである。

（７）前記（１）の装置において、前記ＣＯシフト反応器は、改質ガスが通流するガス流路が直列に接続された第１及び第２のＣＯシフト反応器からなり、前記第１のＣＯシフト反応器と前記第２のＣＯシフト反応器との間に設けられ、これら第１及び第２のＣＯシフト反応器のなかを通流する改質ガスとそれぞれ熱交換可能に設けられた排ガス流路を有する排ガス再熱器と、前記第１及び第２のＣＯシフト反応器で処理された改質ガスの一酸化炭素濃度をＣＯ選択酸化反応によりさらに低減させるＣＯ選択酸化反応器と、前記水蒸発器を出た水蒸気が流れる水蒸気流路を有し、該水蒸気流路との間で熱交換可能に設けられ、前記第２のＣＯシフト反応器を出た改質ガスが流れる改質ガス流路を有する水蒸気過熱器と、をさらに有することが好ましい。

本実施形態によれば、発電運転時には、水蒸発器出口の飽和水蒸気を第２のＣＯシフト反応器を出たあとの水素リッチガス（温度160℃〜220℃程度）を用いて過熱状態にするので、第２のＣＯシフト反応器の温度以上には水蒸気の過熱度が上昇することはない。また、運転条件によらず、ＣＯシフト反応器や脱硫器と同じ200℃程度の温度に常に保つことができるので、燃料予熱器低温側流路への水分の混入を防止することができる。都市ガスと水蒸気の混合物の温度を200℃程度に保つことができれば、燃料予熱器の低温側入口温度が200℃であるので、燃料予熱器の高温側出口は200℃以下に下がることはなく、第１のＣＯシフト反応器の温度を常に200℃以上に保つことができる。

このように本実施形態によれば、第２のＣＯシフト触媒の温度を160℃〜200℃に保つように従来と同様の制御を行えば、新たに過熱度を制御するための制御方法を付け加えなくても、運転状態によらず燃料予熱器を最適な110℃〜200℃の温度に保つことができる。

（８）前記（７）の装置において、前記水蒸気過熱器が、前記水蒸発器を出た水蒸気が流れる外側流路を、前記第２のＣＯシフト反応器を出た改質ガスが流れる内側流路の周囲を覆うように設置することが好ましい。

本実施形態によれば、内側流路に改質ガスを流し、内管と外管とで規定した環状の外側流路に水蒸気を流すことによって、起動時には内管の外周面と外管の内周面とに凝縮が起こり、凝縮の際に発生する蒸発潜熱を内外管の両方に伝えることができるので、短時間で水蒸気過熱器の全体を暖めることができる。

このように本実施形態によれば、水蒸気過熱器を導入することによる起動時間の延長を最小限に食い止めることができ、その結果、起動時のエネルギー使用量を最低限に抑えることができる。また、過熱器の高温側流路を内側（中央）に配置し、その外周に低温側流路を配置することで、放熱（熱エネルギ損失）を最小化することができる。

（９）前記（７）の装置において、前記水蒸気過熱器の水蒸気の入口部が最も低い位置になるように、前記水蒸気過熱器を水平に対して０°以上９０°未満の角度に設置することが好ましい。

本実施形態によれば、水蒸気過熱器の水蒸気の入口部を最も低い位置にすることにより、運転停止時の改質水ブローダウン操作時において、水蒸気過熱器の水室および給水予熱器の水流路内の水が同時にブローダウンできるため、水蒸発器での水蒸気を安定に停止することができる。本実施形態では水蒸気過熱器の傾斜角が０°以上なので、重力の作用により凝縮水を排水することができ、動力消費の増加がなく固体高分子型燃料電池システムの高い発電効率を損なうことがない。また、水蒸気過熱器の傾斜角が９０°以下なので、設置時に配管構成を単純にできるという付帯的な効果が得られる。

（10）本実施形態の燃料電池発電システムは、原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを得る燃料処理装置と、前記燃料処理装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電を行う燃料電池と、を有する燃料電池発電システムであって、
前記燃料処理装置は、少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をＣＯシフト反応により低下させる１つ又は複数のＣＯシフト反応器と、前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に高温のガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記高温のガスにより予熱する給水予熱器と、を具備することを特徴とする。

本実施形態によれば、燃料処理装置のなかに給水予熱器を設置して放熱性を改善するとともに、バーナ排ガスの熱を露点温度まで改質水の蒸発に利用しているため燃料処理装置の熱効率が向上する。

（11）本実施形態の燃料電池発電システムの運転方法は、前記（10）記載の燃料電池発電システムを運転操作し、停止し、保守点検する燃料電池発電システムの運転方法において、ブローダウン時に前記給水予熱器の水流路に連通するラインの遮断弁を大気開放し、重力の作用により前記給水予熱器の水流路内に残留している水を該水流路から排出することを特徴とする。

本実施形態によれば、運転停止時の改質水ブローダウン操作時において、水蒸発器の水室および給水予熱器の水流路内の水が同時にブローダウンできるため、機器構成が簡潔になるとともに、水蒸発器での水蒸気を安定に停止することができる。

以下、添付の図面を参照して本発明を実施するための種々の実施の形態について説明する。

（第１の実施形態）
図１を参照して本発明の第１の実施形態を説明する。

本実施形態では硫黄を含む市販ガス燃料の一例として、メタンガスを主成分とする都市ガスを用いて説明を行う。都市ガスにはメタン以外にもエタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素も含まれるが、水素を生成する改質反応は水蒸気を用いて水素を生成する点は共通であるので反応に関する詳細な説明は省略する。

本実施形態の燃料処理装置２は、固体高分子型燃料電池発電システム１のなかに組み込まれている。燃料処理装置２は、各種の外部機器との間でプロセス流体の供給及び／又は排出を行うように図示しない制御装置により統括的にコントロールされ、原燃料から水素を含む改質ガスを生成し、生成した改質ガスを燃料電池２４に供給するようになっている。燃料処理装置２は、主要機器として脱硫器３、改質器４、バーナ燃焼器５、２つのＣＯシフト反応器６１，６２、ＣＯシフト熱交換器７、ＣＯ選択酸化反応器８、水蒸発器９、燃料予熱器１０および給水予熱器１１を備えている。

脱硫器３は、内部に脱硫触媒が充填され、原燃料供給源２１から原燃料供給ラインＬ２，Ｌ２２を通って供給される原燃料ガスに含まれる硫黄成分（主として硫化水素）を触媒反応により除去し、脱硫した燃料ガスをラインＬ２３を介して燃料予熱器１０の低温側流路１０ｂに送り出すようになっている。上流側の原燃料供給ラインＬ２には燃料ブロワＢ２が取り付けられている。燃料ブロワＢ２は、原燃料供給源２１から予め定められた所定流量で原燃料が脱硫器３に送られるように制御装置により回転数が制御されるようになっている。原燃料供給ラインＬ２は、後述するバーナ燃焼器５に原燃料を供給するラインＬ２１と脱硫器３に原燃料を供給するラインＬ２２とに分岐している。２つの分岐ラインＬ２１，Ｌ２２には開閉バルブＶ１，Ｖ３がそれぞれ取り付けられている。

改質器４は、内部に改質触媒が充填され、燃料予熱器１０の低温側流路１０ｂに連通するラインＬ１１を通って供給される燃料ガスを高温下の触媒反応で水素リッチなガスに改質し、水素リッチな改質ガスをラインＬ１２を介して燃料予熱器１０の高温側流路１０ａに送り出すようになっている。

バーナ燃焼器５は、改質器４と一体化した１つのユニットとして形成され、火炎燃焼方式のガスバーナを備え、改質器４を数百℃の高温域に加熱するようになっている。バーナ燃焼器５のバーナには、上述の燃料供給ラインＬ２１および燃焼用空気を供給するための空気供給ラインＬ１が接続されている。空気供給ラインＬ１には空気ブロワＢ１が取り付けられている。空気ブロワＢ１は、予め定められた所定流量で空気がバーナ燃焼器５のバーナに送られるように制御装置により回転数が制御されるようになっている。また、バーナ燃焼器５の排ガス出口はラインＬ３を介して水蒸発器９の排ガス流路９ａに連通している。

水蒸発器９は、バーナ燃焼室５から排出されるバーナ排ガスが流れる排ガス流路９ａと、このガス流路９ａと熱交換可能に設けられた改質水を保持する水室９ｂとを有し、バーナ排ガスと改質水との熱交換により水室９ｂ中に水蒸気を発生させるものである。

２つのＣＯシフト反応器６１，６２は、内部にＣＯシフト触媒がそれぞれ充填されている。第１のＣＯシフト反応器６１の上流ラインＬ１３は燃料予熱器１０に接続され、第１及び第２のＣＯシフト反応器６１，６２は互いに中間ラインＬ１４で接続され、第２のＣＯシフト反応器６２の下流ラインＬ１５は後述する冷却器２２のガス流路２２ａに接続されている。すなわち、第１のＣＯシフト反応器６１のガス流路の入口は上流ラインＬ１３を介して燃料予熱器１０の高温側流路１０ａに接続され、第１のＣＯシフト反応器６１のガス流路の出口は中間ラインＬ１４を介して第２のＣＯシフト反応器６２のガス流路の入口に接続され、第２のＣＯシフト反応器６２のガス流路の出口は下流ラインＬ１５を介して冷却器のガス流路２２ａに接続されている。

ＣＯシフト熱交換器７は、第１のＣＯシフト反応器６１と第２のＣＯシフト反応器６２の間に挿入され、一方の面が第１のＣＯシフト反応器６１と固体間熱伝導可能に接触し、他方の面が第２のＣＯシフト反応器６２と固体間熱伝導可能に接触している。また、ＣＯシフト熱交換器７のバーナ排ガス流路の入口はラインＬ４を介して水蒸発器９の排ガス流路９ａに接続され、ＣＯシフト熱交換器７のバーナ排ガス流路の出口はラインＬ５を介して後述する給水予熱器１１に接続されている。

ＣＯ選択酸化反応器８は、内部にＣＯ選択酸化触媒が充填され、反応部としてのガス流路の入口がラインＬ１８を介して後述する冷却器２２に接続され、ガス流路の出口がラインＬ２０を介して燃料電池２４のセルスタックに接続されている。また、燃料電池２４のセルスタックはアノードオフガスラインＬ３１によって燃料供給ラインＬ２１に接続されている。

冷却器２２は、熱交換可能に設けられた改質ガス流路２２ａと冷却水流路２２ｂを有する。冷却器の改質ガス流路２２ａの入口にはラインＬ１５を介して第２のＣＯシフト反応器６２が接続され、改質ガス流路２２ａの出口にはラインＬ１７，Ｌ１８を介して前述のＣＯ選択酸化反応器８が接続されている。また、冷却器の冷却水流路２２ｂの入口にはラインＬ２４を介して図示しない冷却水供給源が接続され、冷却水流路２２ｂの出口にはラインＬ２５が接続されている。なお、冷却器のガス流路２２ａの出口に接続されたラインＬ１７は、ガス処理ラインＬ１８とドレインラインとの２つに分岐している。

燃料予熱器１０は、改質器４を出た水素リッチな改質ガスの流れる高温側流路１０ａと、該高温側流路１０ａと熱交換可能に設けられ、炭化水素系の原燃料ガスと水蒸気との混合物が流れる低温側流路１０ｂとを有する。燃料予熱器の高温側流路１０ａの入口はラインＬ１２を介して改質器４に接続され、高温側流路１０ａの出口はラインＬ１３を介して第１のＣＯシフト反応器６１に接続されている。一方、燃料予熱器の低温側流路１０ｂの入口はラインＬ９を介して水蒸発器の水室９ｂに接続されるとともにラインＬ２３を介して脱硫器３に接続され、低温側流路１０ｂの出口はラインＬ１１を介して改質器４に接続されている。なお、水蒸発器９から燃料予熱器の低温側流路１０ｂまでのラインＬ９の適所にはオリフィス１３が取り付けられている。

次に図２と図３を参照して種々の給水予熱器を説明する。

本実施形態では給水予熱器として図２に示す二重管タイプの給水予熱器１１を用いているが、その他のタイプとして図３の（ａ）と（ｂ）に示すシェルアンドチューブタイプの給水予熱器１１Ａを用いてもよい。

二重管タイプの給水予熱器１１は、ポンプＰ１を有するラインＬ７，Ｌ７１により水供給源２３に接続された水流路３４と、ガス送給ラインＬ５を介してＣＯシフト熱交換器７に接続されたバーナ排ガス流路３３と、を有する熱交換器である。水流路３４の出口３６はラインＬ８を介して水蒸発器９の水室９ｂに接続されている。バーナ排ガス流路３３の出口３８はラインＬ６を介して図示しない水回収システムを経由して燃料電池システムの系外に排出されるか、または排ガス処理設備に接続されるか又は大気開放されている。

ポンプＰ１の吐出側ラインＬ７は、給水ラインＬ７１とブローダウンラインＬ７２との２つに分岐している。給水ラインＬ７１は給水予熱器１１の水流路３４の入口３５に接続されている。一方、ブローダウンラインＬ７２には遮断弁Ｖ２が取り付けられている。遮断弁Ｖ２は図示しない制御装置によりオンオフ開閉制御されるノーマルクローズ弁である。

給水予熱器１１は水蒸発器９の水室９ｂの底面より低い位置に配置され、給水予熱器１１の改質水の入口取合は改質水の水出口取合よりも低い位置に配置され、ガス出口取合はガス入口取合と同じ高さもしくはより低い位置に配置されている。

図２の二重管タイプの給水予熱器１１では、内管３２とその周囲に内管３２より直径の大きな外管３１を配して、円形状断面の内側流路３３と、環状断面の外側流路３４が形成されており、内側流路３３にはＣＯシフト熱交換器７を出たバーナ排ガスが通流し、外側流路３４にはポンプＰ１の駆動により供給される改質水が通流するようになっている。

給水予熱器１１は、軸心が水平に対して傾斜角θだけ傾くように図示しない固定フレームに取り付けられている。これにより給水予熱器の改質水入口３５は改質水出口３６よりも低いところに位置している。傾斜角θは、０°以上９０°未満の範囲とすることができるが、２°以上１０°以下とすることが好ましく、３°以上４°以下とすることが最も好ましい。本実施形態では、給水予熱器１１の全体または、少なくともバーナ排ガスが接触する部分にはフェライト系ステンレス鋼を用いている。

上記の二重管タイプの代わりに他のタイプの給水予熱器として、図３の（ａ）と（ｂ）に示すシェルアンドチューブタイプの給水予熱器１１Ａを用いることができる。シェルアンドチューブタイプの給水予熱器１１Ａでは、外容器となるシェル４１の内部に複数本のチューブ４２を設けている。各チューブ４２の内側流路４３にはラインＬ５を介してＣＯシフト熱交換器９を出たバーナ排ガスを流し、シェル４１とチューブ４２の間の環状の外側流路４４にポンプＰ１の駆動により供給される改質水を流している。図２の二重管タイプの給水予熱器１１と同様に、図３のシェルアンドチューブタイプの給水予熱器１１Ａにおいても水平に対して軸心を傾斜角θだけ傾斜させ、水入口４５を水出口４６よりも低いところに位置させるとともに、バーナ排ガス入口４７よりもバーナ排ガス出口４８のほうを低いところに位置させている。

本実施形態の作用を以下に説明する。

燃料電池システムの運転開始時は、脱硫器３、改質器４、水蒸発器の水室９ｂ、燃料予熱器の高温側流路１０ａと低温側流路１０ｂ、給水予熱器１１の改質水流路３４、第１のＣＯシフト反応器６１、第２のＣＯシフト反応器６２、ＣＯ選択酸化反応器８と各機器をつなぐ配管内には都市ガスが充填された状態になっている。

図示しない制御装置は、運転開始の指令を受けると、空気ブロワＢ１および燃料ブロワＢ２を予め定めた流量が流れるよう定めた回転数で回転させ、空気および燃焼燃料をバーナ燃焼器５に流して点火し、バーナ燃焼器５内で1000℃以上の高温のバーナ燃焼ガスを発生させる第１の起動ステップに入る。

第１のステップでは、バーナ燃焼ガスは室温の改質器４を加熱して、自らは温度を低下してバーナ排ガスとなり室温の水蒸発器９のバーナ排ガス流路９ａに入る。水蒸発器９を加熱したバーナ排ガスはＣＯシフト熱交換器７を通過して、未だ室温の状態にある第１のＣＯシフト反応器６１、第２のＣＯシフト反応器６２を間接的に加熱して給水予熱器１１のバーナ排ガス流路３３に入り、給水予熱器１１も加熱して、燃料処理装置２を出て、図示しない燃料電池システムの水・熱回収システムを経て、燃料電池システムの外部に排気される。このとき、図１には図示していないが、水蒸発器９、燃料予熱器１０、脱硫器３、複数のＣＯシフト反応器６１，６２のうちのいくつか又はすべてに電気ヒーターを設置して通電し、各機器の温度上昇速度を速める場合もある。改質器４、脱硫器３、ＣＯシフト反応器６１，６２、水蒸発器９の各部の温度が100℃以上まで昇温され、水蒸気が流れても凝縮しない温度になると、ポンプＰ１を駆動し、改質水を給水予熱器１１に供給する次の第２の起動ステップに入る。

第２の起動ステップでは、常温の改質水は給水予熱器１１でバーナ排ガスと熱交換して予熱された後、水蒸発器９の水室９ｂに供給されバーナ排ガスと熱交換して水蒸気となり、燃料予熱器の低温側流路１０ｂ、改質器４、燃料予熱器の高温側流路１０ａ、第１のＣＯシフト反応器６１、第２のＣＯシフト反応器６２を順次通過する。この間に水蒸気は各部に充填してあった都市ガスと混合しながら押し出していき、徐々に水蒸気の流れている状態に置き換わる。この間も、改質器４、燃料予熱器１０、ＣＯシフト反応器６１，６２、脱硫器３は温度上昇をつづけ、それぞれに好適な温度、改質器４は600℃〜700℃、燃料予熱器１０は200℃〜300℃、第１のＣＯシフト反応器６１は200℃〜300℃、第２のＣＯシフト反応器６２は150℃〜250℃、脱硫器３は200℃〜250℃にまで温度が上昇する。温度上昇が完了したとき、都市ガスを充填していた流路は水蒸気が流れている状態になっている。なお、運転開始時は改質水ブローダウン遮断弁Ｖ２は閉止され、ラインＬ７２への改質水ブローダウン操作は行われない。

次に、発電運転時の作用を説明する。

燃料電池システムの発電運転時において、空気ブロワＢ１を予め定めた所定流量が流れるように設定した回転数で駆動し、空気をバーナ燃焼器５へ、燃料ブロワＢ２は予め定めた流量が流れるように設定した回転数で回転させ、燃焼燃料（都市ガス）を脱硫器３へと送出している。都市ガスは、脱硫器３を通過する間に200℃程度に温度が上昇されるとともに、都市ガスに含まれる硫黄化合物が脱硫器３に充填された脱硫触媒で脱硫された後に、水蒸発器９からの120℃〜200℃の過熱水蒸気と混合し、燃料予熱器の低温側流路１０ｂへ入る。燃料予熱器１０において、改質器４を出た400℃〜500℃の水素リッチな改質ガスから熱を受け取った都市ガスと水蒸気の混合物は、300℃〜400℃で改質器４に入り、600℃〜700℃に昇温されながら、改質触媒の作用で下式（１）のメタン水蒸気改質反応に代表される水素生成反応が進み、モル分率70％程度の水素とモル分率10%程度の一酸化炭素とが生成される。

CH₄ + H₂O → CO + 3H₂ …（１）
改質器４に設けた図示しない折り返し流路で、温度が400℃〜500℃まで低下した水素リッチな改質ガスは、燃料予熱器の高温側流路１０ａに入り、さらに温度が低下し、200℃〜300℃程度になる。その後、第１のＣＯシフト反応器６１に入り、ＣＯシフト触媒の作用により下式（２）のＣＯシフト反応が生じ、改質ガス中のＣＯモル分率が1.5％〜2.0％まで減少する。

CO + H₂O → CO + H₂ …（２）
上式（２）のＣＯシフト反応では、平衡時のＣＯ濃度は温度が低いほど低下するが、この反応は発熱反応であるため、発熱を除去しないと温度が上昇し、これ以上ＣＯモル分率を下げることができない。そこで、ＣＯシフト熱交換器７で180℃程度まで温度を下げることにより第２のＣＯシフト反応器６２でＣＯモル分率を0.5%以下まで減少させる。燃料処理装置２を出た150〜200℃の水素リッチな改質ガスは、冷却器２２で冷却水により冷却され、水分が凝縮して90℃以下の温度に降下する。凝縮水は、プロセスドレンＬ２０を通って冷却器２２から排出され、冷却器２２を出た水素リッチな改質ガスは、ＣＯ選択酸化用の空気が混入されたのちに、再び燃料処理装置２内に戻り、ＣＯ選択酸化反応器８に入る。ＣＯ選択酸化反応器８ではＣＯ選択酸化触媒の作用により下式（３）のＣＯ酸化反応が進み、ＣＯモル分率が10ppm以下に低減された水素リッチガスとなる。この低ＣＯ改質ガスは、改質ガス供給ラインＬ２０を通って燃料処理装置２から燃料電池のセルスタック２４に送り出される。

CO + O₂/２ → CO₂ …（３）
ＣＯ選択酸化反応器８を出た水素リッチな改質ガスは、アノードオフガスラインＬ３１を通って燃料電池２４のセルスタックのアノード極で水素を消費して発電したのち、残りの水素と改質しなかったメタンがアノードオフガスとなってバーナ燃焼器５へ導入され、都市ガスと混合され、都市ガスとともに燃焼される。バーナ燃焼ガスは、改質器４で改質反応と温度上昇のために熱を使われ、バーナ燃焼器５を出るときには400℃〜550℃の温度になって、水蒸発器９のバーナ排ガス流路９ａに入る。水蒸発器９で水に熱を与えたバーナ排ガスは120℃〜150℃程度まで温度が低下する。

水蒸発器９を出たバーナ排ガスは、ＣＯシフト熱交換器７でＣＯシフト反応器６１，６２から熱を受け取り、温度が150℃〜180℃程度に上昇する。ＣＯシフト熱交換器７を出たバーナ排ガスは給水予熱器１１のバーナ排ガス流路３３に入り、改質水流路３４の改質水に熱を伝えて50℃〜80℃程度の露点温度程度に低下する。この際に、バーナ排ガス中の水蒸気の一部が凝縮する場合があるが、給水予熱器１１の本体はバーナ排ガス出口よりもバーナ排ガス入口が高い位置になるように傾斜角θの傾きがつけられているため、重力の作用により、その凝縮水は滞留することなくバーナ排ガス出口のほうへ流れ、バーナ排ガスとともに燃料処理装置２から出ていく。凝縮水を含んだバーナ排ガスは、図示しない燃料電池システムの凝縮水・熱回収システムで凝縮水が回収されたのちに燃料電池システムの外部へ排気される。

ちなみに、給水予熱器１１で生成される凝縮水には燃料処理装置２の構成部材から出てくる塩素分が含まれる場合がある。しかし、本実施形態では、バーナ排ガス流路３３を規定する構成部材であるチューブ３２にフェライト系ステンレス鋼を使用しているので、凝縮水中の塩素分に起因する錆や孔食あるいは応力腐食割れなどの腐食損傷が可能な限り抑制される。

ポンプＰ１の駆動により供給される改質水は給水予熱器１１の改質水流路３４に入り、バーナ排ガス流路３３を流れる120℃〜150℃のバーナ排気ガスから熱を受け取った改質水は90〜100℃の温水または気液二相流の状態で給水予熱器１１を出て水蒸発器９の水室９ｂに入る。改質水は水室９ｂを流れる間にバーナ排ガス流路９ａのバーナ排ガスと熱交換して蒸発し、水室９ｂの出口では120℃〜200℃の過熱水蒸気となり、水蒸発器９から出て行く。水蒸発器９を出た水蒸気は脱硫器３を通った200℃程度の都市ガスと合流・混合され、燃料予熱器の低温側流路１０ｂに入る。なお、発電運転時において改質水ブローダウン遮断弁Ｖ２は閉止状態に保たれ、改質水ブローダウン操作は行われない。

次に、運転停止時の作用を説明する。

燃料電池システムの運転停止時においては、図示しない制御装置からの運転停止指令がくると、まず燃料ブロワＢ２が停止し、脱硫器３とバーナ燃焼器５への都市ガス供給が停止される。改質器４では、都市ガス供給の停止により上式（１）のメタン水蒸気改質反応による水素の生成がなくなり、水蒸発器９からの水蒸気だけが燃料予熱器の低温側流路１０ｂ、改質器４、燃料予熱器の高温側流路１０ａ、第１のＣＯシフト反応器６１、第２のＣＯシフト反応器６２、冷却器２２に流れる状態となる。バーナ燃焼器５では燃焼燃料となる都市ガスとアノードオフガスの供給の停止によりバーナ燃焼が停止される。バーナ燃焼器５に送られる空気は流し続けられ、バーナ燃焼器５を通る間にバーナ燃焼器５の本体と改質器４の余熱により空気は200℃〜500℃の温度となって蒸発器のバーナ排ガス流路９ａに入り、水蒸発器９での水蒸気生成の熱源となる。熱源となるバーナ燃焼は停止しているため、燃料処理装置２の各反応器の温度は徐々に低下し、改質器４の温度が都市ガスのみで改質触媒に炭素析出が発生しない300℃程度以下になったときに、空気ブロワＢ１と改質水ポンプＰ１を共に停止させ、水蒸発器９での水蒸気の発生を停止させる。

そして、改質水ポンプＰ１の停止と同時に改質水ブローダウン遮断弁Ｖ２を開放することにより、水蒸発器９の水室９ｂと給水予熱器１１の改質水流路３４にある改質水は改質水ブローダウンラインＬ７２を通って給水予熱器１１から排出される。給水予熱器１１が水蒸発器９の水室９ｂの底面より低い位置に配置され、かつ、給水予熱器１１の水入口３５が水出口３６よりも低い位置に配置されるように傾斜角θの傾きがつけられているため、重力の作用により、その改質水は滞留することなく水入口３５のほうへ流下し、改質水ブローダウンラインＬ７１，Ｌ７２に排出され、水蒸発器９での水蒸気発生が安定に停止する。

水蒸気の発生の停止後は都市ガスを供給して水蒸気を置換し、脱硫器３、改質器４、蒸発器の水室９ｂ、燃料予熱器の高温側流路１０ａ、燃料予熱器の低温側流路１０ｂ、給水予熱器１１の改質水流路３４、第１のＣＯシフト反応器６１、第２のＣＯシフト反応器６２、ＣＯ選択酸化反応器８と各機器をつなぐ配管内には都市ガスが充填された状態となる。

本実施形態によれば、燃料処理装置２のなかに給水予熱器１１を設置して放熱を改善するとともに、バーナ排ガスの熱を露点温度まで改質水の蒸発に利用しているため燃料処理装置２の熱効率が向上する。給水予熱器１１においてバーナ排ガス入口３７よりもバーナ排ガス出口３８のほうが低い位置になるように傾斜角θの傾きがつけられているため、バーナ排ガス流路３３内でバーナ排ガスに含まれる水分が凝縮しても、重力の作用により、その凝縮水は滞留することなく出口３８のほうへ流下し、ラインＬ６を通って予熱器１１から排出される。さらに、本実施形態では、バーナ排ガス流路３３を規定する内管３２の材料にフェライト系ステンレス鋼を用いているので、凝縮水に含まれる塩素分に起因する腐食を防止でき、長期間にわたって常に安定した運転を行うことが可能となる。

また、本実施形態によれば、給水予熱器１１は水蒸発器９の水室９ｂの底面より低い位置に配置し、給水予熱器１１の改質水の水入口３５を水出口３６よりも低い位置にすることにより、運転停止時の改質水ブローダウン操作時において、水蒸発器９の水室９ｂおよび給水予熱器１１の改質水流路３４の改質水が同時にブローダウンできるため、機器構成を簡潔になるとともに、水蒸発器９での水蒸気を安定に停止することが可能となる。

（第２の実施形態）
次に図４と図５を参照して第２の実施形態を説明する。なお、本実施形態が上記の実施形態と重複する部分の説明は省略する。

本実施形態の燃料処理装置２Ａでは、給水予熱器として図５の（ａ）と（ｂ）に示すシェルアンドチューブタイプの給水予熱器１１Ｂを用いる。給水予熱器１１Ｂの高温側の流路としてＣＯシフト熱交換器７からのバーナ排ガスが流れるラインＬ５に連通するバーナ排ガス流路６３ａに加えて、第２のＣＯシフト反応器６２からの改質ガスが流れるラインＬ１５に連通する改質ガス流路６３ｂが独立に設置されている。給水予熱器１１Ｃの低温側の流路である改質水流路６４は、バーナ排ガス流路６３ｂと熱交換したのちに改質ガス流路６３ａと熱交換するように配設されている。

給水予熱器１１Ｂは水蒸発器９の水室９ｂの底面より低い位置に配置されている。給水予熱器１１Ｂの水入口６５は水出口６６よりも低い位置に配置され、ガス出口取合はガス入口取合と同じ高さもしくはより低い位置に配置されている。

外容器であるシェル６１の内部に２本のチューブ６２が配置され、一方のチューブの内側流路６３ｂにＣＯシフト熱交換器７を出たバーナ排ガスを流し、他方のチューブの内側流路６３ａに第２のＣＯシフト反応器６２を出た改質ガスを独立に流すことができるように、チューブの入口ヘッダおよび出口ヘッダに仕切り７１がそれぞれ設けられている。シェル６１とチューブ６２の間の外側流路６４にはポンプＰ１から供給される改質水が流れている。上記の実施形態と同様に水入口６５を水出口６６よりも低いところに位置し、ガス入口６７、６９よりもガス出口６８，７０が低いところに位置するように給水予熱器本体の軸心を水平に対して傾斜角θの傾きがつけられ、バーナ排ガスが接触する部分の材質もフェライト系ステンレス鋼としている。

なお、本実施形態の給水予熱器の他に、図２に示す二重管タイプの給水予熱器を２台並べて設置してもよい。この場合、高温側にＣＯシフト熱交換器７を出たバーナ排ガスを流す給水予熱器と第２のＣＯシフト反応器６２を出た改質ガスを流す給水予熱器との２台を用い、低温側の改質水流路６３ｂはバーナ排ガスを流す給水予熱器とし、高温側の改質水流路６３ａは改質ガスを流す給水予熱器とする。具体的には、第１の給水予熱器の高温側入口３５にはＣＯシフト熱交換器７を出たバーナ排ガスをラインＬ７を介して接続し、第２のＣＯシフト反応器６２を出た改質ガスをラインＬ１５を介して接続し、第１の給水予熱器の低温側入口３７にはポンプＰ１とラインＬ７１を介して接続し、第２の給水予熱器の低温側入口３７には第１の給水予熱器の低温側出口ライン３８を接続する。

第２の実施形態の運転開始時、発電運転時、運転停止時において第１の実施形態と異なるところは、発電運転時において改質水の予熱に第２のＣＯシフト反応器６２から出た150〜200℃の水素リッチな改質ガスの熱を利用することであり、ポンプＰ１から供給される改質水は給水予熱器１１Ｃの改質水流路６４に入り、バーナ排ガス流路６３ｂを流れる120℃〜150℃のバーナ排気ガスと、改質ガス流路６３ａを流れる150〜200℃の改質ガスから熱を受け取り、改質水は100℃の温水または気液二相流の状態で給水予熱器１１Ｃを出て水蒸発器９の水室９ｂに入る。給水予熱器１１Ｃのバーナ排ガスは改質水に熱を伝えて50℃〜80℃程度の露点温度程度に低下し、改質ガスは改質水に熱を伝えた後に100℃〜120℃程度に低下した状態で燃料処理装置２Ａを出る。

本実施形態によれば、第１の実施形態の効果に加えて、給水予熱器での改質水の予熱に第２のＣＯシフト反応器から出た改質ガスの熱を利用することにより、燃料処理装置の熱効率がさらに向上する。

（第３の実施形態）
図６を参照して第３の実施形態を説明する。なお、本実施形態が上記の実施形態と重複する部分の説明は省略する。

本実施形態の燃料処理装置２Ｂでは、給水予熱器として図２に示す二重管タイプの給水予熱器１１を用いるとともに、水蒸発器９から燃料予熱器１０までのラインＬ９，Ｌ１０を流れる水蒸気と第２のＣＯシフト反応器６２から冷却器２２までのラインＬ１５，Ｌ１６を流れる改質ガスとの間で熱交換を行わせる水蒸気過熱器１２をさらに設置している。

水蒸気過熱器１２の蒸気流路の入口はラインＬ９を介して水蒸発器９の水室９ｂに接続され、水流路の出口はオリフィス１３を有するラインＬ１０を介して燃料予熱器１０の低温側流路１０ｂに接続されている。一方、水蒸気過熱器１２のガス流路の入口はラインＬ１５を介して第２のＣＯシフト反応器６２に接続され、ガス流路の出口はラインＬ１６を介して冷却器の排ガス流路２２ａに接続されている。また、水蒸気過熱器１２は水蒸気の入口配管が鉛直下向きに設置され、出口配管が鉛直上向きに設置され、内管および外管の軸が水平に対してそれぞれ傾斜角θに傾いている。水蒸気過熱器１２の傾斜角θは、０°以上９０°未満の範囲内で適宜選択することができ、２°以上１０°以下とすることが好ましく、３°以上４°以下とすることが最も好ましい。

図７は水蒸気過熱器１２の一例を示す側面断面図である。水蒸気過熱器１２は、一般に良く知られたいわゆる二重管熱交換器である。水蒸気過熱器１２の内管１２ｂとその周囲に内管１２ｂより直径の大きな外管１２ａを配して、円断面の内側流路１２ｄと、環状断面の外側流路１２ｃとを形成する。本実施形態による場合でも、第１の実施形態と同様の起動・運転・停止の作用が得られることは明らかであるので、ここでは詳細な説明は省略する。本実施形態によっても、第１の実施形態と同様の、凝縮水の自然排出、長期の安定運転、水蒸気の安定な停止などの効果が損なわれることはないことは、その構成から明らかである。さらに、本実施形態によれば、以下のような作用効果を得ることができる。

本実施形態では、内管の内側流路１２ｄに第２のＣＯシフト反応器６２を出た改質ガスを流し、外側環状流路１２ｃに水蒸発器９を出た水蒸気を流すことにより、発電運転時には、水蒸発器出口の飽和水蒸気を第２のＣＯシフト反応器６２を出たあとの改質ガス（温度160℃〜220℃程度）を用いて過熱状態にするので、第２のＣＯシフト反応器の温度以上には水蒸気の過熱度が上昇することはない。また、運転条件によらず、ＣＯシフト反応器や脱硫器と同じ200℃程度の温度に常に保つことができるので、燃料予熱器の低温側流路への水分の混入を防止することができる。都市ガスと水蒸気の混合物の温度を200℃程度に保つことができれば、給水予熱器の低温側入口温度が200℃であるので、給水予熱器の高温側出口は200℃以下に下がることはなく、第１のＣＯシフト反応器の温度を常に200℃以上に保つことができる。

このように本実施形態によれば、第２のＣＯシフト触媒の温度を160℃〜200℃に保つように従来と同様の制御を行えば、新たに過熱度を制御するための制御方法を付け加えなくても、運転状態によらず燃料予熱器を最適な110℃〜200℃の温度に保つことができる。

（第４の実施形態）
図８を参照して第４の実施形態を説明する。なお、本実施形態が上記の実施形態と重複する部分の説明は省略する。

本実施形態の燃料電池発電システム１Ｃでは、脱硫器３を燃料処理装置２Ｃの外部に配置し、脱硫器３を燃料処理装置２Ｃから独立した機器としている。

脱硫器３のガス流路の入口は燃料ブロワＢ２からの分岐ラインＬ２２に接続され、ガス流路の出口は燃料予熱器１０の低温側流路１０ｂに連通するラインＬ２３に接続されている。原燃料供給ラインＬ２は、燃料ブロワＢ２から脱硫器３までの間で２つのラインＬ２１，Ｌ２２に分岐している。一方の分岐ラインＬ２１は、オリフィス１４を介して燃焼器５のバーナに接続されている。他方の分岐ラインＬ２２は、脱硫器３のガス流路の入口に接続されている。

本実施形態による場合でも、第１、第２、第３の実施形態と同様の起動・運転・停止の作用が得られることは明らかであるので、ここでは詳細な説明は省略する。また、本実施形態によっても、第１の実施形態と同様の、凝縮水の重力の作用による排出、長期の安定運転、水蒸気の安定な停止などの効果が損なわれることはないことは、その構成から明らかである。

以上述べた少なくともひとつの実施形態の燃料処理装置、燃料電池発電システム及びその運転方法によれば、給水予熱器の作用により、従来外部へ捨てていた熱を有効に利用することができるので、新たにエネルギーを外部から供給する必要がなく、固体高分子型燃料電池システムの発電効率を低下させることなく、蒸発器に導入する水を予め加熱しておくことができる。

また、バーナ排ガス入口よりもバーナ排ガス出口のほうが低い位置になるようにしているため、バーナ排ガス流路内でバーナ排ガスに含まれる水分が凝縮しても、重力の作用により、その凝縮水は滞留することなく出口のほうへ流下し、給水予熱器から排出される。給水予熱器から排出されるので、ブロワ動力等の増大を招くことがなく、固体高分子型燃料電池システムの発電効率を低下させることなく、蒸発器に導入する水を予め加熱しておくことができる。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１，１Ａ，１Ｂ，１Ｃ…燃料電池システム、２，２Ａ，２Ｂ，２Ｃ…燃料処理装置、
３…脱硫器、４…改質器、５…バーナ燃焼器、
６１…第１のＣＯシフト反応器、６２…第２のＣＯシフト反応器、
７…排ガス再熱器（ＣＯシフト熱交換器）、
８…ＣＯ選択酸化反応器、
９…水蒸発器９ａ…水蒸発器バーナ排ガス流路、９ｂ…水蒸発器水室、
１０…燃料予熱器、１０ａ…燃料予熱器の高温側流路、１０ｂ…燃料予熱器の低温側流路、
１１，１１Ａ，１１Ｂ，１１Ｃ…給水予熱器、
１１ａ…外側流路（改質水流路）、１１ｂ…内側流路（バーナ排ガス流路）、
１２…水蒸気過熱器、１２ｃ…水蒸気流路、１２ｄ…水素リッチガス流路、
１３，１４…オリフィス、
２１…原燃料供給源、２２…冷却器、２２ａ…ガス流路、２２ｂ…冷却水流路、
２３…改質水供給源、２４…燃料電池（セルスタック）、
３１…外管、３２…内管、３３…内側流路（バーナ排ガス流路）、３４…外側流路（改質水流路）、３５…水入口、３６…水出口、３７…ガス入口、３８…ガス出口、
４１…シェル、４２…チューブ、４３…内側流路（バーナ排ガス流路）、４４…外側流路（改質水流路）、４５…水入口、４６…水出口、４７…ガス入口、４８…ガス出口、
５１…シェル、５２…チューブ、５３…内側流路（バーナ排ガス流路）、５４…外側流路（改質水流路）、５５…水入口、５６…水出口、５７…ガス入口、５８…ガス出口、
６１…シェル、６２…チューブ、６３ａ，６３ｂ…内側流路（バーナ排ガス流路）、６４…外側流路（改質水流路）、６５…水入口、６６…水出口、６７…ガス入口、６８…ガス出口、６９…ガス入口、７０…ガス出口、７１…仕切り、
Ｂ１…空気ブロワ、Ｂ２…原燃料ブロワ、Ｐ１…ポンプ、
Ｖ１〜Ｖ３…バルブ、Ｌ１〜Ｌ７２…ライン。

Claims (9)

1. 少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、
   前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、
   前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をＣＯシフト反応により低下させる１つ又は複数のＣＯシフト反応器と、
   前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、
   前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に前記排ガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記排ガスにより予熱する給水予熱器と、
   を具備し、
   前記給水予熱器は、水入口が最も低い位置になるように、水平に対して所定の角度に傾けて設置されている
   ことを特徴とする燃料処理装置。
2. 前記水蒸発器との熱交換後のバーナ排ガスにより前記ＣＯシフト反応器のうちの少なくとも１つと熱交換するＣＯシフト熱交換器をさらに有し、前記ＣＯシフト熱交換器から導出されたバーナ排ガスが前記給水予熱器のガス流路に導入されることを特徴とする請求項１記載の燃料処理装置。
3. 前記給水予熱器のガス流路は、水との熱交換部およびその下流部がフェライト系ステンレス鋼により形成されていることを特徴とする請求項２記載の燃料処理装置。
4. 前記給水予熱器は、前記バーナ燃焼器から排出される前記排ガスが通流する前記ガス流路と独立に設置された、前記ＣＯシフト反応器のうちの１つから導出される改質ガスが通流する改質ガス流路を有し、前記給水予熱器の前記水流路に供給される水は、前記ガス流路を通流する前記排ガスおよび前記改質ガス流路を通流する前記改質ガスと熱交換することを特徴とする請求項１記載の燃料処理装置。
5. 前記水蒸発器を出た水蒸気が流れる水蒸気流路を有し、該水蒸気流路との間で熱交換可能に設けられ、前記ＣＯシフト反応器のうちの１つから導出される改質ガスが流れる改質ガス流路を有する水蒸気過熱器をさらに有することを特徴とする請求項１記載の燃料処理装置。
6. 前記水蒸気過熱器が、前記水蒸発器を出た水蒸気が流れる外側流路を、前記ＣＯシフト反応器のうちの１つから導出される改質ガスが流れる内側流路の周囲を覆うように設置することを特徴とする請求項５記載の燃料処理装置。
7. 前記水蒸気過熱器の水蒸気の入口部が最も低い位置になるように、前記水蒸気過熱器を水平に対して０°以上９０°未満の角度に設置することを特徴とする請求項５記載の燃料処理装置。
8. 原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを得る燃料処理装置と、前記燃料処理装置から供給される改質ガスを燃料として用いて発電を行う燃料電池と、を有する燃料電池発電システムであって、
   前記燃料処理装置は、
   少なくとも水蒸気と炭化水素系ガスを含む原料ガスを改質して水素を含む改質ガスを生成する改質器と、
   前記改質器に熱を供給するバーナ燃焼器と、
   前記改質器で生成された改質ガスに含まれる一酸化炭素の濃度をＣＯシフト反応により低下させる１つ又は複数のＣＯシフト反応器と、
   前記バーナ燃焼器から排出される排ガスが通流するガス流路を有し、該ガス流路との間で熱交換可能に水を保持する水室を有し、前記ガス流路を通流する排ガスと前記水室内の水とを熱交換させて水蒸気を発生させる水蒸発器と、
   前記水蒸発器よりも上流側において前記水蒸発器の水室の底面より低い位置に配置され、水出口よりも低い位置に配置された水入口を有する水流路を有し、該水流路との間で熱交換可能に前記排ガスを通流させ、ガス入口と同じ高さであるか又はガス入口よりも低い位置に配置されたガス出口を有するガス流路を有し、前記水蒸発器に導入する水を前記排ガスにより予熱する給水予熱器と、
   を具備し、
   前記給水予熱器は、水入口が最も低い位置になるように、水平に対して所定の角度に傾けて設置されている
   ことを特徴とする燃料電池発電システム。
9. 請求項８記載の燃料電池発電システムを運転操作し、停止し、保守点検する燃料電池発電システムの運転方法において、
   ブローダウン時に前記給水予熱器の水流路に連通するラインの遮断弁を大気開放し、重力の作用により前記給水予熱器の水流路内に残留している水を該水流路から排出することを特徴とする燃料電池発電システムの運転方法。

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