JP6716780B2 - 燃料電池システム、水素製造システム - Google Patents

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関連出願の相互参照

この出願は、２０１７年９月２０日に出願された特願２０１７−１８０４５０の特許出願に基づき優先権の利益を主張するとともに、特願２０１７−１８０４５０の内容は参照により本願に取り込まれる。

本発明の実施形態は、燃料電池システム、水素製造システムに関する。

太陽光発電、風力発電などの再生可能エネルギによる発電量の拡大に伴い、電力平準化を目的とした蓄エネルギシステムが求められる。このような蓄エネルギシステムの例として、水素電力貯蔵システムがある。水素電力貯蔵システムは、余剰電力によって水電解で水素を製造・貯蔵し、貯蔵した水素を燃料として燃料電池発電を行うといった、いわゆる充放電技術を組み合わせたシステムである。このような水素電力貯蔵システムは、余剰電力を長期に渡り安価に貯蔵し、電力平準化に寄与する手法として着目されている。

水素電力貯蔵システムに固体酸化物型燃料電池を用いると、１つのセルで水素製造（充電）と燃料電池発電（放電）が可能であり、水素電力貯蔵システムのコスト低減が可能となる。また、燃料電池発電時に生じた排熱を水素製造時に活用することで、水素製造時の効率を向上できるメリットがある。

固体酸化物型燃料電池セルは、固体酸化物型電解質を中央に配置して、その両側に水素極と酸素極とを配置する構造を有する。放電時において水素極（燃料極）に水素を供給し、空気極に酸素を供給すると、固体酸化物型燃料電池セルは、燃料電池モードで発電して水素極側で水蒸気を生成する。水素極から排出された未反応の水素と反応で生成した水蒸気を分離手段によって外部に分離し、未反応の水素を再利用することで発電効率を上げることが可能である。

逆に充電時には水素極に水蒸気を供給し、外部からセルに電力を負荷すると水素製造モードで運転する。水素製造モードにおいて、固体酸化物型燃料電池セルは、水素極側で水蒸気の電気分解により水素を生成し、空気極側で酸素を生成する。水素極から排出された未反応の水蒸気から反応で生成した水素を分離手段によって外部に分離し、高濃度の水素を水素タンクへと貯蔵する。未反応の水蒸気をセルの反応に再利用することで、水素製造効率を上げることが可能である。

水素電力貯蔵システムにおいて、水素と水蒸気を分離する分離手段として、水蒸気を冷やして液体へと凝縮させる方式が提案されている。

従来のシステムでは、冷却部において高温の水素／水蒸気混合ガスを１００℃以下に冷却し、蒸気を凝縮させる必要がある。よって冷却に必要なエネルギが非常に大きく、水素製造時の電力ロスの要因となっていた。

また、他の従来のシステムでは、理論量よりも過剰の水蒸気を供給してやる必要があるが、未反応の水蒸気を再利用せずに液体水と熱交換して凝縮させてしまうと、これを再び気化する必要があり、再加熱のためのエネルギロスとなる課題があった。

特開２０１６−８９２０５号公報 特開２００９−１２０９００号公報

図１は、水素電力貯蔵システムの第１実施形態である燃料電池システムを示した模式図である。 図２は、図１に示す燃料電池システムの全熱交換器の構造を模式的に示した斜視図である。 図３は、水素電力貯蔵システムの第２実施形態である燃料電池システムを示した模式図である。 図４は、図３に示す燃料電池システムの制御部における制御フローを示したフローチャートである。 図５は、水素電力貯蔵システムの第３実施形態である水素製造システムを示す模式図である。 図６は、水素電力貯蔵システムの第４実施形態である水素製造システムを示す模式図である。 図７は、比較例１の燃料電池システムを示す模式図である。 図８は、比較例２の水素製造システムを示す模式図である。

燃料電池システムは、固体酸化物型燃料電池と、全熱交換器と、混合部と、燃料循環流路と、を備える。固体酸化物型燃料電池は、燃料極と、空気供給部から空気が供給される空気極と、前記燃料極と前記空気極との間にある電解質層と、を有する。全熱交換器は、前記燃料極から排出された水素・水蒸気混合ガスが流れる第１通風路と、前記空気極から排出された空気が流れる第２通風路と、前記第１通風路と前記第２通風路との間にある水蒸気透過膜と、を有し、前記水素・水蒸気混合ガスと前記空気との間で顕熱と潜熱とを交換する。混合部は、燃料供給部からの水素と前記第１通風路から排出された前記水素・水蒸気混合ガスとを混合して前記燃料極に供給する。燃料循環流路は、ループ状をなしている。燃料循環流路は、前記混合部と前記燃料極とを接続した第１部分と、前記燃料極と前記第１通風路とを接続した第２部分と、前記第１通風路と前記混合部とを接続した第３部分と、を含む。燃料循環流路では、前記混合部、前記燃料極、及び前記第１通風路の順に前記水素・水蒸気混合ガスが循環される。
［第１実施形態］

以下、水素電力貯蔵システムの第１実施形態として、燃料電池システム１００について詳細に説明する。図１は、燃料電池システム１００の構成を示す説明図である。燃料電池システム１００は、固体酸化物型燃料電池１と、水素タンク５と、燃料極３に水素（燃料）を供給する水素供給部６（燃料供給部）と、空気供給部７と、燃料極側熱交換器８と、空気極側熱交換器９と、全熱交換器１０と、水素／水蒸気混合ガスの循環ポンプ１４と、混合部１５と、ループ状になった燃料循環流路Ｌ１（燃料循環ライン）と、空気供給流路Ｌ２（空気供給ライン）と、空気排出流路Ｌ３と、これらを統括的に制御する制御部５００と、を備える。

燃料循環流路Ｌ１は、混合部１５、循環ポンプ１４、燃料極側熱交換器８の受熱側８Ｂ、固体酸化物型燃料電池１の燃料極３（水素極室）、燃料極側熱交換器８の放熱側８Ａ、及び全熱交換器１０の第１通風路１１Ａを、この順番で直列的に環状に接続している。燃料循環流路Ｌ１は、水素供給部６（その出口に位置する混合部１５）と燃料極３とを接続した第１部分Ｌ１Ａと、燃料極３と第１通風路１１Ａとを接続した第２部分Ｌ１Ｂと、第１通風路１１Ａと水素供給部６（その出口に位置する混合部１５）とを接続した第３部分Ｌ１Ｃと、を含んでいる。なお、燃料供給部とは、水素タンク５、水素供給部６、及び混合部１５を含んだ概念である。

燃料である水素を含む水素／水蒸気混合ガスは、燃料循環流路Ｌ１の内部を、混合部１５、燃料極３、及び第１通風路１１Ａ（第３通風路１１Ｂ）、再び混合部１５、の順に通される。循環ポンプ１４には、例えば、ブロア、ポンプ及びコンプレッサ等を好適に用いることができる。循環ポンプ１４は、燃料循環流路Ｌ１内に水素／水蒸気混合ガスを循環させる。

空気供給流路Ｌ２は、空気供給部７、空気極側熱交換器９の受熱側９Ｂ、固体酸化物型燃料電池１の空気極４、空気極側熱交換器９の放熱側９Ａ、及び全熱交換器１０の第２通風路１２Ａ（第４通風路１２Ｂ）を、この順番で直列的に接続している。空気供給流路Ｌ２の内部を空気が通り、第２通風路１２Ａで水蒸気を受け取った空気は、例えば大気等の外部に放出される。

固体酸化物型燃料電池１は、中央部に平板状に設けられた電解質層２と、電解質層２の一方の面側に設けられた燃料極３（燃料極室）と、電解質層２の他方の面側に設けられた空気極４（空気極室、酸素極室）と、を有する。電解質層２は、例えば、酸素イオン導電性固体電解質層で構成され、例えば、ＺｒＯ₂、Ｙ₂Ｏ₃、ＣａＯ、ＭｇＯ等を含んで構成される。

水素供給部６（燃料供給部）は、水素タンク５に蓄えられた水素を混合部１５へと適宜に供給したり、或いは供給を停止したりする役割を果たす。水素供給部６には、例えば、ブロア、ポンプ及びコンプレッサ等を好適に用いることができる。空気供給部７には、例えば、ブロア、ポンプ及びコンプレッサ等を好適に用いることができる。空気供給部７は、空気極４に空気を供給する。

燃料極側熱交換器８は、燃料極３に流入する水素／水蒸気混合ガス（受熱側８Ｂ）と、燃料極３から排出される水素／水蒸気混合ガス（放熱側８Ａ）と、の間で顕熱交換をすることができる。空気極側熱交換器９は、空気極４に流入する空気（受熱側９Ｂ）と、空気極４から排出される空気（放熱側９Ａ）と、の間で顕熱交換をすることができる。燃料極側熱交換器８及び空気極側熱交換器９には、いずれも、例えばプレート式熱交換器を用いることができる。

図２に、全熱交換器１０の概略図を示す。全熱交換器１０は、平板状に設けられた第１水蒸気透過膜１３Ａ（水蒸気透過膜）と、第１水蒸気透過膜１３Ａの一方の面側に設けられた第１通風路１１Ａと、第１水蒸気透過膜１３Ａの他方の面側に設けられた第２通風路１２Ａと、を有する。さらに、全熱交換器１０は、第２通風路１２Ａに隣接する位置で第１通風路１１Ａとは反対側に設けられた第３通風路１１Ｂと、第２通風路１２Ａと第３通風路１１Ｂとの間を仕切るように平板状に設けられた第２水蒸気透過膜１３Ｂと、を有する。全熱交換器１０は、第１通風路１１Ａに隣接する位置で第２通風路１２Ａとは反対側に設けられた第４通風路１２Ｂと、第１通風路１１Ａと第４通風路１２Ｂとの間を仕切るように平板状に設けられた第３水蒸気透過膜１３Ｃと、を有する。さらに、全熱交換器１０は、第１通風路１１Ａ及び第３通風路１１Ｂを規定するとともにそれらの構造を維持するように連続した山型をなした第１間隔保持部材１１０と、第２通風路１２Ａ及び第４通風路１２Ｂを規定するとともにそれらの構造を維持するように連続した山型をなした第２間隔保持部材１２０と、を有する。第１通風路１１Ａ（第３通風路１１Ｂ）と第２通風路１２Ａ（第４通風路１２Ｂ）とは、流体の流れる方向が互いに直交するように配置される。

なおここでは、第３通風路１１Ｂは、第１通風路１１Ａと同じ構造であるが、互いの位置関係の説明の便宜上、第１通風路１１Ａとは区別している。同様に、第４通風路１２Ｂは、第２通風路１２Ａと同じ構造であるが、互いの位置関係の説明の便宜上、第２通風路１２Ａとは区別している。また、第１水蒸気透過膜１３Ａから第３水蒸気透過膜１３Ｃは、互いに同じ構造であるが、説明の便宜上、これらを区別している。したがって、見方を変えれば、第３通風路１１Ｂは、第１通風路１１Ａになり、第４通風路１２Ｂは、第２通風路１２Ａになりえる。同様に見方を変えれば、第２水蒸気透過膜１３Ｂ及び第３水蒸気透過膜１３Ｃは、第１水蒸気透過膜１３Ａになりえる。

したがって、全熱交換器１０は、第１水蒸気透過膜１３Ａと、第１通風路１１Ａと、第２通風路１２Ａと、第１間隔保持部材１１０と、第２間隔保持部材１２０と、からなる単位モジュール１０Ａを厚さ方向に複数積層して構成されるとも言い換えられる。

第１水蒸気透過膜１３Ａ（第２水蒸気透過膜１３Ｂ、第３水蒸気透過膜１３Ｃ）は、第１通風路１１Ａの水素／水蒸気混合ガス中に含まれる水分（水蒸気）を吸着し、吸着した水を第２通風路１２Ａの空気へと排出する平板状の多孔質体又は多孔質膜である。第１水蒸気透過膜１３Ａは、多孔質の基材１３０及び吸着層１３１の複合体と、当該複合体の四周の外縁部（端部）に設けられたシール部材１３２と、を有する。

基材１３０には、ステンレス、ニッケル、アルミ，チタン、などの金属、ガラスファイバー、ガラスクロスなどのガラス繊維、カーボンペーパー、カーボンクロスなどのカーボン繊維、アルミナ、ムライト等の多孔質セラミックスの平板を用いることができる。

吸着層１３１は、基材１３０の表面若しくはその細孔内部に設けられる。吸着層１３１は、空気中に含まれる水分を吸着する役割を果たすことができ、水素／水蒸気混合ガス中の水蒸気相対分圧が５０％、温度１００℃〜３００℃の範囲の条件で、水を０．０５ｇ／ｇ以上吸収できるものを用いることができる。さらには、水素／水蒸気混合ガス中の水蒸気相対分圧が５０％、温度１００℃〜２００℃の範囲の条件で、水を０．１ｇ／ｇ以上吸収できるものがより一層好ましい。

このような吸着層１３１の材料として、塩化リチウム、塩化カルシウム、アルミナ、ゼオライト、シリカゲルなどの無機吸湿材料を用いることができる。また、水素、空気の透過を抑制すべく、吸着層１３１の細孔径が１０ｎｍ以下であることが好ましく、さらには細孔径が５ｎｍ以下であることがより一層好ましい。このような細孔では、細孔内で水蒸気の毛管凝縮が促進され、水が細孔を塞ぐ。これにより水素、空気の透過が抑制される。第１水蒸気透過膜１３Ａ（第２水蒸気透過膜１３Ｂ、第３水蒸気透過膜１３Ｃ）の水蒸気／水素の透過比は、１／０．１〜１／０．０００１の範囲内であることが好ましく、さらには１／０．０２〜１／０．００１の範囲内であることがより一層好ましい。

シール部材１３２には、シリコン、テフロン（登録商標）、ガラス等を用いることができる。

第１通風路１１Ａ（第３通風路１１Ｂ）には、燃料極３から排出された水素／水蒸気混合ガスが流される。第２通風路１２Ａ（第４通風路１２Ｂ）には、空気極４から排出された空気が流される。全熱交換器１０は、第１通風路１１Ａ及び第３通風路１１Ｂに流される水素／水蒸気混合ガスと、第２通風路１２Ａ及び第４通風路１２Ｂに流される空気と、の間でエンタルピ交換を行うことができる。ここでいうエンタルピ交換とは、顕熱・水蒸気潜熱の同時交換のことをいう。

次に燃料電池システム１００の運転方法について説明する。本燃料電池システム１００において、燃料極３から排出された水素／水蒸気混合ガスは、燃料循環流路Ｌ１を循環し、燃料極側熱交換器８、全熱交換器１０の第１通風路１１Ａ、混合部１５、循環ポンプ１４の順に送られて、循環ポンプ１４によって再び燃料極３へと供給される。空気極４には、空気供給部７によって酸素を含む空気が供給される。空気極４から排出された未反応の空気は、空気供給流路Ｌ２を通して、空気極側熱交換器９を経て全熱交換器１０の第２通風路１２Ａに供給される。第２通風路１２Ａから排出された空気は、空気排出流路Ｌ３を通して燃料電池システム１００の外部へと排出される。

燃料電池システム１００の運転方法についてさらに詳細に説明する。制御部５００は、循環ポンプ１４を駆動して、固体酸化物型燃料電池１の燃料極３に対して、水蒸気を分圧比で５〜３０％含んだ水素／水蒸気混合ガスを所定の流量で供給する。制御部５００は、空気供給部７を駆動して、空気極４に大気中の空気を所定の流量で供給する。この状態で、下記反応（化学反応）により発電が始まる。この反応は発熱反応である。一方、制御部５００は、空気供給部７を制御して空気極４に送る空気の流量を多くして、当該空気が電解質層２から熱を奪うこともできる。これによって、固体酸化物型燃料電池１の外部表面からの放熱に加えて、固体酸化物型燃料電池１の内部でも冷却がなされて、固体酸化物型燃料電池１全体として冷却を促進できる。このような制御によって、固体酸化物型燃料電池１が６００〜９００℃の温度範囲内に維持される。
（燃料極）

（空気極）

（全体）

燃料極３の出口では、反応で生成した水蒸気により水素／水蒸気混合ガスの水蒸気の分圧比が３０〜７０％程度にまで上昇する。この水素／水蒸気混合ガスは、燃料極側熱交換器８の放熱側８Ａにおいて２００〜３００℃にまで下げられた後に、第１通風路１１Ａへと供給される。第１通風路１１Ａ（第３通風路１１Ｂ）において、水素／水蒸気混合ガス中に含まれる水蒸気（水）が、第１水蒸気透過膜１３Ａ（第２水蒸気透過膜１３Ｂ、第３水蒸気透過膜１３Ｃ）の吸着層１３１に吸収される。一方、空気極４及び第２通風路１２Ａに供給される大気中に空気には、分圧比で２％程度（２５℃、相対湿度６０％の大気条件）の水蒸気が含まれる。しかしながら、第１通風路１１Ａ内の水素／水蒸気混合ガスと比べると、空気極４及び第２通風路１２Ａに供給される空気の水蒸気分圧は低い。このため、水蒸気の濃度勾配によって、第１水蒸気透過膜１３Ａを介して第１通風路１１Ａの水素／水蒸気混合ガスから、第２通風路１２Ａの空気に水が移動する。これによって、水素／水蒸気混合ガス中の水蒸気濃度が低下するとともに空気中の水蒸気濃度が増加する。

ところで、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１は、固体高分子型燃料電池とは異なり、６００〜９００℃の高温で運転されるため、式（１）に代表される電池開回路電圧（Ｅ_０）の濃度分極項は水蒸気分圧の影響を大きく受ける。

ここで、ΔＧはギブスエネルギ、右辺第二項は濃度分極項、Ｒはモル気体定数、Ｔは熱力学温度、Ｐ_Ｈ２は水素分圧、Ｐ_Ｈ２Ｏは水蒸気分圧、Ｐ_Ｏ２は酸素分圧、Ｆはファラデー定数である。燃料極３の水蒸気分圧（Ｐ_Ｈ２Ｏ）が高くなるにつれて開回路は低下するため、燃料電池電圧を高めるためには、水蒸気分圧を下げる必要がある。本実施形態によれば、水素／水蒸気混合ガス中の水蒸気分圧を低下させることができ、燃料電池電圧を高めることができる。

空気極側熱交換器９は、空気極４に流入する空気と、空気極４から排出される空気と、の間で熱交換を行う。空気極側熱交換器９は、空気極４から排出され第２通風路１２Ａに流入する空気の温度を、第１通風路１１Ａに流入する水素・水蒸気混合ガスの温度よりも低くなるように調整する。このため、通常、第１通風路１１Ａを流れる水素／水蒸気混合ガスの温度は、第２通風路１２Ａを流れる空気よりも高くなる。したがって、第１水蒸気透過膜１３Ａを介して第１通風路１１Ａの水素／水蒸気混合ガスから第２通風路１２Ａの空気へと熱の移動がなされる。これによって、第１通風路１１Ａから排出された水素・水蒸気混合ガスの温度が例えば、１０１℃以上で３００℃以下の範囲内、より好ましくは、１０５℃以上で３００℃以下の範囲内に維持される。水蒸気と熱を含んだ空気は空気排出流路Ｌ３により外部へと排出される。第１通風路１１Ａ出口の水蒸気分圧が低下した水素／水蒸気混合ガスは、混合部１５に送られて水素供給部６（水素タンク５）からの水素と混合し、再び水蒸気を分圧比で５〜３０％含んだ水素／水蒸気混合ガスに調整されて固体酸化物型燃料電池１での発電に再利用される。

本実施形態によれば以下のことがいえる。燃料電池システム１００は、燃料極３と、空気供給部７から空気が供給される空気極４と、燃料極３と空気極４との間にある電解質層２と、を有する固体酸化物型燃料電池１と、燃料極３から排出された水素・水蒸気混合ガスが流れる第１通風路１１Ａと、空気極４から排出された空気が流れる第２通風路１２Ａと、第１通風路１１Ａと第２通風路１２Ａとの間にある水蒸気透過膜と、を有し、前記水素・水蒸気混合ガスと前記空気との間で顕熱と潜熱とを交換する全熱交換器１０と、燃料供給部からの前記水素と第１通風路１１Ａから排出された水素・水蒸気混合ガスとを混合して前記燃料極に供給する混合部１５と、混合部１５と燃料極３とを接続した第１部分Ｌ１Ａと、燃料極３と第１通風路１１Ａとを接続した第２部分Ｌ１Ｂと、第１通風路１１Ａと混合部１５とを接続した第３部分Ｌ１Ｃと、を含んだループ状をなし、混合部１５、燃料極３、及び第１通風路１１Ａの順に前記水素・水蒸気混合ガスが循環される燃料循環流路Ｌ１と、を備えた。

この構成によれば、燃料循環流路Ｌ１がループ状をなしているために、未反応の水素をそのまま再利用して効率のよい燃料電池システム１００を実現できる。また、反応生成物である水蒸気を燃料循環流路Ｌ１から受動的に分離・排出できる全熱交換器１０を用いているため、燃料循環流路Ｌ１から水蒸気を強制的（能動的）に凝縮し、分離する機構（例えば、凝縮器や気液分離器）が不要となる。これによって、凝縮に必要な冷却用のエネルギを削減し、エネルギロスを低減して燃料電池システム１００の効率を高めることができる。

全熱交換器１０は、燃料極３から排出された水素・水蒸気混合ガスが流れる第３通風路１１Ｂであって、第１通風路１１Ａとの間に第２通風路１２Ａが位置するように配置された第３通風路１１Ｂと、第３通風路１１Ｂと第２通風路１２Ａとの間にある第２水蒸気透過膜１３Ｂと、を有する。この構成によれば、第１通風路１１Ａ及び第３通風路１１Ｂを流れる水素・水蒸気混合ガス中の水蒸気を第２通風路１２Ａによって回収できる。これによって、水素・水蒸気混合ガスが接触する水蒸気透過膜（第１水蒸気透過膜１３Ａ、第２水蒸気透過膜１３Ｂ）のトータルの面積を大きくすることができ、水素・水蒸気混合ガスからの水蒸気の回収効率を高めることができる。

全熱交換器１０は、空気極４から排出された空気が流れる第４通風路１２Ｂであって、第２通風路１２Ａとの間に第１通風路１１Ａが位置するように配置された第４通風路１２Ｂと、前記第４通風路１２Ｂと第１通風路１１Ａとの間にある第３水蒸気透過膜１３Ｃと、を有する。この構成によれば、第２通風路１２Ａ及び第４通風路１２Ｂを流れる２つの空気によって、第１通風路１１Ａを流れる水素・水蒸気混合ガスから水蒸気を回収できる。これによって、水蒸気を受け取ることができる空気の流量を大きくすることができ、水素／水蒸気混合ガスから回収する水蒸気の回収効率を高めることができる。また、この構成によれば、全熱交換器１０における圧力損失を小さくすることができ、循環ポンプ１４、及び空気供給部７にかかる負荷を非常に小さくできる。よって、これらを駆動するために必要な電力を省電力化することができ、高効率な燃料電池システム１００を実現できる。

全熱交換器１０は、前記水蒸気透過膜を介した前記水素・水蒸気混合ガスから前記空気への水蒸気の移動に伴い前記水素・水蒸気混合ガスから前記空気に熱を移動させ、第１通風路１１Ａから排出される水素・水蒸気混合ガスの温度を１０１℃以上かつ３００℃以下になるように熱交換する。

この構成によれば、運転サイクルにおいて、水素・水蒸気混合ガスの温度を全熱交換器１０が許容する温度の範囲内に維持することができる。これによって、全熱交換器１０が機能しなくなる不具合を生じることを防止できる。

前記水蒸気透過膜は、第１通風路１１Ａから第２通風路１２Ａへの水蒸気／水素の透過比が、１／０．１〜１／０．０００１である。これよりも水素の透過比率が高いと燃料となる水素のロスが大きく、発電効率が下がる。逆にこれよりも水素の透過比率が低いと水蒸気の透過速度も低下するリスクがある。この構成によれば、水素の透過比率を適切な範囲にすることができ、発電効率を向上することができる。

燃料電池システム１００は、空気極４に流入する空気と、空気極４から排出される空気と、の間で熱交換を行う空気極側熱交換器９を備え、空気極側熱交換器９は、空気極４から排出され第２通風路１２Ａに流入する前記空気の温度を、第１通風路１１Ａに流入する前記水素・水蒸気混合ガスの温度よりも低くなるように制御する。この構成によれば、全熱交換器１０において水素・水蒸気混合ガスから水蒸気とともに熱を奪うことができ、発熱反応によって温度が上がる傾向がある燃料循環流路Ｌ１内の温度を適切な範囲内に維持することができる。
［第２実施形態］

水素電力貯蔵システムの第２実施形態として、図３を参照して燃料電池システム２００について説明する。本実施形態では、燃料電池システム２００は、温度制御部１８を有する点で、第１実施形態の燃料電池システム１００とは異なっているが、他の部分は第１実施形態の燃料電池システム１００と共通している。以下では、主として第１実施形態と異なる部分について説明し、第１実施形態と共通する部分については図示或いは説明を省略する。

燃料電池システム２００は、固体酸化物型燃料電池１と、水素タンク５と、水素供給部６と、空気供給部７と、燃料極側熱交換器８と、空気極側熱交換器９と、全熱交換器１０と、循環ポンプ１４と、混合部１５と、温度制御部１８と、制御部５００と、を有する。

温度制御部１８は、燃料循環流路Ｌ１上で燃料極側熱交換器８（放熱側８Ａ）と全熱交換器１０との間の位置に設けられる。温度制御部１８は、水素／水蒸気混合ガスの温度を検知する温度検知部１６と、温度検知部１６で検知した温度に基づき水素／水蒸気混合ガスの温度を所定の範囲内に制御する温度制御手段１７と、を有する。温度検知部１６には、例えば、熱電対、輻射温度計などを用いることができる。温度制御手段１７は、例えば、水冷チラーや空冷ファン等からなる冷却装置と、ヒータ等からなる加温装置と、のうち少なくとも一方を有する。また、温度制御手段１７は、水冷チラー、空冷ファンの冷却装置や、ヒータ等の加温装置等を用いるのではなく、例えば、燃料極側熱交換器８の熱交換量や放熱量を制御することで実現してもよい。

次に燃料電池システム２００の運転方法について説明する。制御部５００は、循環ポンプ１４を駆動して燃料電池セル１の燃料極３に水蒸気を分圧比で５〜３０％含んだ水素／水蒸気混合ガスを供給する。制御部５００は、空気供給部７を駆動して空気極４に大気中の空気を供給することで、第１実施形態に記載した反応により発電が始まる。

燃料極３の出口では、反応で生成した水蒸気により水素／水蒸気混合ガスの水蒸気の分圧比が３０〜７０％程に上昇する。制御部５００は、温度検知部１６を介して温度制御部１８に流入した水素／水蒸気混合ガスの温度を検知する。制御部５００は、このように検知した水素／水蒸気混合ガスの温度情報に応じて温度制御手段１７を操作する。図４に温度制御部１８の制御フローを示す。

ステップＳ１にて、制御部５００は、温度検知部１６を介して水素／水蒸気混合ガスの温度を検知する。検知された温度が予め定められた上限温度（Ｔ_Ｈ）より高い場合には、制御部５００は、温度制御部１８（温度制御手段１７）を操作して水素／水蒸気混合ガスを冷却する動作を行う（ステップＳ１→Ｓ２→Ｓ４）。これによって、温度制御部１８における水素／水蒸気混合ガスの温度調整フローを完了する。Ｔ_Ｈは、例えば、２００℃以上３００℃以下の間で設定されることが好ましい。この範囲よりもＴ_Ｈが低い場合、水素／水蒸気混合ガスを常時冷却するための冷却負荷が増加する。また、この範囲よりもＴ_Ｈが高い場合、流れ方向下流の全熱交換器１０において吸着層１３１の水蒸気吸着能力が低下するだけでなく、シール部材１３２（端部シール）の耐久性が低下する。

一方、ステップＳ１にて検知された温度が予め定められた下限温度（Ｔ_Ｌ）より低い場合には、制御部５００は、温度制御部１８を操作して水素／水蒸気混合ガスを加熱する動作を行う（ステップＳ１→Ｓ２→Ｓ３→Ｓ５）。

Ｔ_Ｌは、水素／水蒸気混合ガスの凝縮温度よりも高い温度となるように設定する。下限温度よりも低い場合、水素／水蒸気混合ガス中の水蒸気が凝縮し、燃料循環流路Ｌ１及び全熱交換器１０内で結露を引き起こす恐れがある。水素／水蒸気混合ガスの圧力が大気圧条件の場合にはＴ_Ｌを１０１℃以上に設定することが好ましい。つまり、制御部５００は、下限温度Ｔ_Ｌ＝１０１℃から上限温度Ｔ_Ｈ＝３００℃の範囲に水素／水蒸気混合ガス温度が収まるように制御する。

こうして温度制御された水素／水蒸気混合ガスは、全熱交換器１０の第１通風路１１Ａへと供給され、吸着層１３１に水が吸収される。空気極４からの空気は第２通風路１２Ａを流れ、第１水蒸気透過膜１３Ａ（第２水蒸気透過膜１３Ｂ、第３水蒸気透過膜１３Ｃ）を介して第１通風路１１Ａ（第３通風路１１Ｂ）から第２通風路１２Ａ（第４通風路１２Ｂ）へとの水蒸気の濃度勾配により水が移動する。よって、第１通風路１１Ａを流れる混合ガスの水蒸気濃度は低下する。また、第１通風路１１Ａを流れる水素／水蒸気混合ガスと第２通風路１２Ａを流れる空気との間の温度勾配により、当該空気側に熱が移動する。

本実施形態では、全熱交換器１０に流入する水素・水蒸気温度を制御することで全熱交換器１０の安定性を確保した運転条件にて水蒸気と温度の交換が可能となる。よって、水蒸気と温度交換効率が高まり、燃料電池システム２００の発電効率を高めることが可能となる。

本実施形態によれば、燃料電池システム２００は、燃料循環流路Ｌ１の第２部分Ｌ１Ｂに設けられ前記水素・水蒸気混合ガスの温度を検知する温度検知部１６と、燃料循環流路Ｌ１の第２部分Ｌ１Ｂに設けられ温度検知部１６で検知した温度に基づき前記水素・水蒸気混合ガスの温度を所定の範囲内に制御する温度制御手段１７と、を備える。この構成によれば、水素・水蒸気混合ガスの温度をより一層適切な範囲内に制御することができる。これによって、水素・水蒸気混合ガスの温度が高くなり過ぎることがなく、全熱交換器１０において吸着層１３１の水蒸気吸着能力が低下できるとともに、端部シール１３２の耐久性が低下することを防止できる。また、水素・水蒸気混合ガスの温度が低くなり過ぎることがなく、水素／水蒸気混合ガス中の水蒸気が凝縮し、燃料循環流路Ｌ１及び全熱交換器１０内で結露を引き起こす不具合を生じることを防止できる。
［第３実施形態］

水素電力貯蔵システムの第３実施形態として、図５を参照して水素製造システム３００を説明する。本実施形態では、燃料電池システムとしてではなく余剰電力で水素を製造する水素製造システムとなっている点、水タンク３０及びその周辺構造を有する点、及び水素圧縮コンプレッサ２２を有する点、で第１実施形態の燃料電池システム１００とは異なっているが、他の部分は第１実施形態の燃料電池システム１００と共通している。以下では、主として第１実施形態と異なる部分について説明し、第１実施形態と共通する部分については図示或いは説明を省略する。

水素製造システム３００は、固体酸化物型水蒸気電解セル１（固体酸化物型水蒸気電解部）と、内部に液体の水（純水）を貯留した水タンク３０と、水ポンプ３１（水供給部）と、蒸気発生ヒータ３２と、空気供給部７と、燃料極側熱交換器８と、空気極側熱交換器９と、全熱交換器１０と、水素／水蒸気混合ガスを循環させる循環ポンプ１４と、混合部３３と、分配部２０と、脱水装置２１と、水素圧縮コンプレッサ２２と、水素タンク５と、セル温度保持ヒータ４０（ヒータ）と、燃料循環流路Ｌ２１と、空気供給流路Ｌ２２と、流路Ｌ２３〜Ｌ２６と、水供給流路Ｌ２７と、これらを統括的に制御する制御部５００と、を備える。固体酸化物型水蒸気電解セル１は、第１実施形態の固体酸化物型燃料電池１と同じものであるが、本実施形態では、発電ではなく水素製造に用いられるために第１実施形態とは用途が異なる。すなわち、高温水蒸気電解部１は、燃料極３と、空気極４と、燃料極３と空気極４との間にある電解質層２と、を有する。

燃料循環流路Ｌ２１は、固体酸化物型水蒸気電解セル１の燃料極３（水素極室）、燃料極側熱交換器８の放熱側８Ａ、全熱交換器１０の第１通風路１１Ａ（第３通風路１１Ｂ）、分配部２０、混合部１５、循環ポンプ１４、及び燃料極側熱交換器８の受熱側８Ｂを、この順番で直列的に環状に接続している。燃料循環流路Ｌ２１は、水ポンプ３１（その出口に位置する混合部１５）と燃料極３とを接続した第１部分Ｌ２１Ａと、燃料極３と第１通風路１１Ａとを接続した第２部分Ｌ２１Ｂと、第１通風路１１Ａと分配部２０とを接続した第３部分Ｌ２１Ｃと、分配部２０と水ポンプ３１（その出口に位置する混合部１５）と接続した第４部分Ｌ２１Ｄと、を含んでいる。水素／水蒸気混合ガスは、燃料循環流路Ｌ２１の内部を、混合部１５（水供給部）、循環ポンプ１４、燃料極側熱交換器８の受熱側８Ｂ、燃料極３、燃料極側熱交換器８の放熱側８Ａ、第１通風路１１Ａ（第３通風路１１Ｂ）、及び分配部２０、の順に通される。余剰の水素／水蒸気混合ガスは、分配部２から混合部１５に戻される。なお、水供給部は、水ポンプ３１、蒸気発生ヒータ３２、及び混合部１５を含んだ概念であり、燃料極３に水蒸気を供給する。

空気供給流路Ｌ２２は、空気供給部７、空気極側熱交換器９の放熱側９Ａ、固体酸化物型燃料電池１の空気極４、空気極側熱交換器９の受熱側９Ｂ、及び全熱交換器１０の第２通風路１２Ａ（第４通風路１２Ｂ）を、この順番で直列的に接続している。

水タンク３０は水蒸気電解で必要な液体の水を蓄える。なお、パイプライン等を活用して外部から水を供給できる場合にはタンクは不要となる。

水ポンプ３１は、渦巻きポンプ等の一般的なポンプで構成される。水ポンプ３１は、水タンク３０に蓄えられた液体の水を混合部３３に供給したり停止したりする。蒸気発生ヒータ３２は、例えば、ヒータやヒートポンプ等で構成される。蒸気発生ヒータ３２は、液体の水を気化して水蒸気を生成する。

分配部２０は、例えば、流量制御バルブ、圧力制御バルブ等で構成される。分配部２０は、全熱交換器１０の出口から排出された水素／水蒸気混合ガスを流す比率を調節できる。具体的には、分配部２０は、水素／水蒸気混合ガスを水素タンク５方向へと流す量と、水素／水蒸気混合ガスを循環ポンプ１４方向へと流す量と、の比率を適宜に調節する。脱水装置２１は、例えば、ＴＳＡ（Temperature Swing Adsorption）、ＰＳＡ（Pressure Swing Adsorption）等の吸着材を使った除湿装置、及び、チラーなどの冷却を使った除湿装置等で構成される。脱水装置２１は、水素／水蒸気混合ガスから水蒸気を除去し、水素純度を高める。脱水装置２１で除去された水は、液体の水として水タンク３０に回収・貯蓄してもよい。水素圧縮コンプレッサ２２は、例えば、機械式又は電気化学式コンプレッサ等で構成される。水素圧縮コンプレッサ２２は、水素タンク５に蓄える水素を圧縮する。

流路Ｌ２４は、分配部２０と脱水装置２１とを接続するとともに内部に流体を流すことが可能な流路で構成される。流路Ｌ２５は、脱水装置２１と水素圧縮コンプレッサ２２と水素タンク５とを直列的に接続し、これらの間で流体を流すことが可能な流路で構成される。流路Ｌ２６は、脱水装置２１の液体ドレインと、水タンク３０とを接続するとともに、脱水装置２１から水タンク３０に液体の水を流すことが可能な流路で構成される。

全熱交換器１０は、第１実施形態の図２に示すものと同じである。

第１水蒸気透過膜１３Ａ（第２水蒸気透過膜１３Ｂ、第３水蒸気透過膜１３Ｃ）中の水蒸気／水素の透過率は、好ましくはモル流速比で、１／１．０〜１／０．０００１の範囲内であり、より好ましくはモル流速比で、１/０．０２〜１／０．００１の範囲内である。水蒸気透過膜において、水蒸気の透過性と水蒸気／水素の透過率とは、一般に負の相関を持つ。したがって、高い水蒸気透過性は、低い水蒸気／水素の透過率をもたらす。もし、水蒸気／水素の透過率が１／０．００１を上回るとき、水蒸気透過性は減少し、これは水蒸気の処理速度を低下させる。水蒸気／水素の透過率が1/0.02を下回るとき、流路Ｌ２１からの水素が高くなり、これは水素生成効率を低下させる。

セル温度保持ヒータ４０は、固体酸化物型水蒸気電解セル１が運転サイクルの吸熱反応によって温度が低下することを防止するためのヒータである。

次に水素製造システム３００の運転方法について説明する。本水素製造システム３００において、燃料極３から排出された水素／水蒸気混合ガスは、燃料循環流路Ｌ２１を循環し、燃料極側熱交換器８、全熱交換器１０の第１通風路１１Ａ、分配部２０、混合部１５、循環ポンプ１４の順に送られて、循環ポンプ１４によって再び燃料極３へと供給される。空気極４には空気供給部７によって酸素を含む空気が供給される。空気極４から排出された空気は、空気供給流路Ｌ２２を通して、空気極側熱交換器９を経て全熱交換器１０の第２通風路１２Ａに供給される。第２通風路１２Ａから排出された空気は、空気排出流路Ｌ２３を通して水素製造システム３００の外部へと排出される。

水素製造システム３００の運転方法についてさらに詳細に説明する。制御部５００は、循環ポンプ１４を駆動して、水蒸気を分圧比で５０〜１００％含んだ水素／水蒸気混合ガスを固体酸化物型水蒸気電解セル１の燃料極３に供給する。固体酸化物型水蒸気電解セル１において、下記反応により水蒸気電解が始まる。
（燃料極又は水素極）

（空気極）

（全体）

上記反応は吸熱反応であるため、燃料循環流路Ｌ２１内を水素／水蒸気混合ガスを循環させるサイクルを継続させると、燃料循環流路Ｌ２１内の水素／水蒸気混合ガスや固体酸化物型水蒸気電解セル１の温度が低下していく。このため、制御部５００は、セル温度保持ヒータ４０を駆動して、固体酸化物型水蒸気電解セル１の温度を予め定められた温度以上に維持する。また、制御部５００は、空気供給部７を駆動して、固体酸化物型水蒸気電解セル１の空気極４に当量比で０．５〜１程度の空気を供給する。これによって空気極４内で酸素分圧が上昇し過ぎてしまうことが抑制される。

燃料極３出口では、反応で生成した水素により水素／水蒸気混合ガス中の水素の分圧が上昇する。この水素／水蒸気混合ガスを燃料極側熱交換器８（放熱側８Ａ）で温度交換して１０１〜３００℃、より好ましくは、１０５〜３００℃以下に下げた後、第１通風路１１Ａへと供給すると、第１水蒸気透過膜１３Ａの吸着層１３１に水が吸収される。一方、空気極４から排出された空気を第２通風路１２Ａへ供給すると、水蒸気の濃度勾配に従って、第１水蒸気透過膜１３Ａ（第２、第３水蒸気透過膜１３Ｂ、１３Ｃ）を介して第１通風路１１Ａ（第３通風路１１Ｂ）から第２通風路１２Ａ（第４通風路１２Ｂ）に水が移動する。これによって、第１通風路１１Ａを流れる水素／水蒸気混合ガスの水蒸気分圧は低下し、第２通風路１２Ａを流れる空気の水蒸気分圧は増加する。

水素製造システム３００では、第２通風路１２Ａ（第４通風路１２Ｂ）を流れる空気温度が第１通風路１１Ａ（第３通風路１１Ｂ）を流れる水素／水蒸気混合ガス温度よりも高くなるように空気極側熱交換器９等の条件が設定される。このため、第１水蒸気透過膜１３Ａ（第２、第３水蒸気透過膜１３Ｂ、１３Ｃ）を介して温度勾配に従って第２通風路１２Ａから第１通風路１１Ａに熱が移動し、燃料循環流路Ｌ２１へ熱が供給される。これによって、第１通風路１１Ａから排出される水素・水蒸気混合ガスの温度を１０１℃以上で３００℃以下の範囲内、より好ましくは、１０５℃以上で３００℃以下の範囲内に維持する。水蒸気を含んだ空気は空気排出流路Ｌ２３により外部へと排出される。第１通風路１１Ａ出口の水蒸気分圧が低下した水素／水蒸気混合ガスは、分配部２０に供給される。分配部２０は、水素／水蒸気混合ガスを一定の比率で流路Ｌ２４に流すとともに、残りを燃料循環流路Ｌ２１Ｄに戻す。流路Ｌ２４へと分配された水素／水蒸気混合ガスは、脱水装置２１で水蒸気が除去されて水素純度が高められた後に、水素圧縮コンプレッサ２２で高圧に昇圧され水素タンク２５に蓄積される。

一方、分配部２０で流路Ｌ２４へと分配されなかった残りの水素／水蒸気混合ガスは、燃料循環流路Ｌ２１を通して混合部１５に送られ、水タンク３０から送られてきた水蒸気と混合し再び循環ポンプ１４、燃料極側熱交換器８（受熱側８Ｂ）を通して燃料極３にて水蒸気電解に再利用される。本水素製造システム３００において水素製造に必要な動力は、固体酸化物型水蒸気電解セル１での電解電力に加え、その周辺補器である循環ポンプ１４、空気供給部７、水ポンプ３１、脱水装置２１、水素圧縮コンプレッサ２２、蒸気発生ヒータ３２、及びセル温度保持ヒータ４０の動力である。そのうち、脱水装置２１では蒸気の凝縮が必要になり、蒸気発生ヒータ３２では液体の水の気化が必要になる。このため、脱水装置２１及び蒸気発生ヒータ３２では、多大な電力が必要になる。

本実施形態では、全熱交換器１０において、燃料極３から排出された水素／水蒸気混合ガスから空気極４から排出された空気に水蒸気を排出することで、水素／水蒸気混合ガス中の水蒸気の分圧を下げた状態で脱水装置２１において水を分離できる。このため、脱水装置２１において脱水に必要なエネルギが削減される。

本実施形態によれば、以下のことがいえる。水素製造システム３００は、燃料極３と、空気供給部７から空気が供給される空気極４と、燃料極３と空気極４との間にある電解質層２と、を有する高温水蒸気電解部１と、水素タンク５と、燃料極３から排出された水素・水蒸気混合ガスが流れる第１通風路１１Ａと、空気極４から排出された空気が流れる第２通風路１２Ａと、第１通風路１１Ａと第２通風路１２Ａとの間にある水蒸気透過膜と、を有し、前記水素・水蒸気混合ガスと前記空気との間で顕熱と潜熱とを交換する全熱交換器１０と、前記水素・水蒸気混合ガスに含まれる水素の一部を水素タンク５に供給する分配部２０と、前記水供給部からの前記水蒸気と第１通風路１１Ａから排出された前記水素・水蒸気混合ガスとを混合して前記燃料極に供給する混合部１５と、混合部１５と燃料極３とを接続した第１部分Ｌ２１Ａと、燃料極３と第１通風路１１Ａとを接続した第２部分Ｌ２１Ｂと、第１通風路１１Ａと分配部２０とを接続した第３部分Ｌ２１Ｃと、分配部２０と混合部１５とを接続した第４部分Ｌ２１Ｄと、を含んだループ状をなし、混合部１５、燃料極３、第１通風路１１Ａ、及び分配部２０の順に前記水素・水蒸気混合ガスが循環される燃料循環流路Ｌ２１と、を備える。

この構成によれば、燃料循環流路Ｌ２１がループ状をなしているために、水素タンク５で回収されなかった水素・水蒸気混合ガス中の水素及び水蒸気の温度を必要以上に下げることなく再利用することができる。これによって、液体の水の再度の気化に要するエネルギを削減して、効率よく水素を製造することが可能な水素製造システム３００を実現できる。

また、全熱交換器１０は図２に示すように平板状の単位モジュール１０Ａを厚さ方向に積層した構造をとるため、圧力損失が低く、循環ポンプ１４、及び空気供給部７にかかる負荷を非常に小さくできる。よって、これらの駆動に要する電力を省電力化することができ、高効率な水素製造システム３００を実現できる。

全熱交換器１０は、前記水蒸気透過膜を介した前記水素・水蒸気混合ガスから前記空気への水蒸気の移動に伴い前記空気から前記水素・水蒸気混合ガスに熱を移動させ、第１通風路１１Ａに供給される水素・水蒸気混合ガスの温度を１０１℃以上で３００℃以下になるように熱交換する。

この構成によれば、吸熱反応によって低下する傾向にある水素・水蒸気混合ガスの温度を水素製造システム３００が許容する温度の範囲内にすることができる。これによって、燃料循環流路Ｌ２１内に結露等を生じる不具合を防止できる。またこの構成によれば、固体酸化物型水蒸気電解セル１に対して、セル温度保持ヒータ４０によって更に追加的に加えなければならない熱量を低減することができる。これによって、固体酸化物型水蒸気電解セル１を温めるためのヒータで消費する電力を省電力化して、高効率な水素製造システム３００を実現できる。

水素製造システム３００は、分配部２０に接続され前記水素・水蒸気混合ガスから水蒸気を除去する脱水装置２１を備える。この構成によれば、全熱交換器１０において予め水蒸気分圧が下げられた状態の水素・水蒸気混合ガスに対して脱水装置２１で脱水を行うことができる。これによって、水素を回収する際に、脱水に要するエネルギを低減することができる。

第２通風路１２Ａに流入する前記空気の温度は、第１通風路１１Ａに流入する前記水素・水蒸気混合ガスの温度よりも高くなるように制御する。この構成によれば、第２通風路１２Ａに流入する前記空気から、第１通風路１１Ａに流入する前記水素・水蒸気混合ガスに対して、温度勾配に従って熱を移動させることができる。これによって、外部に捨てられる空気の熱を有効に利用して水素・水蒸気混合ガスを温めることができ、固体酸化物型水蒸気電解セル１を温めるためのヒータで消費する電力を省電力化して、高効率な水素製造システムを実現できる。
［第４実施形態］

水素電力貯蔵システムの第４実施形態として、図６を参照して水素製造システム４００を説明する。本実施形態では、第２通風路１２Ａの下流に熱交換器３４が設けられる点、熱交換器３４で凝縮された水が水タンク３０に導かれる点、で第３実施形態の水素製造システム４００とは異なっているが、他の部分は第３実施形態の水素製造システム４００と共通している。以下では、主として第３実施形態と異なる部分について説明し、第１実施形態と共通する部分については図示或いは説明を省略する。

図６は、第４実施形態に係る水素製造システム４００の構成を示す説明図である。水素製造システム４００は、固体酸化物型水蒸気電解セル１と、内部に液体の水（純水）を貯留した水タンク３０と、水ポンプ３１（水供給部）と、蒸気発生ヒータ３２と、熱交換器３４（供給水熱交換器）と、空気供給部７と、燃料極側熱交換器８と、空気極側熱交換器９と、全熱交換器１０と、循環ポンプ１４と、混合部３３と、分配部２０と、脱水装置２１と、水素圧縮コンプレッサ２２と、水素タンク５と、セル温度保持ヒータ４０と、燃料循環流路Ｌ２１と、空気供給流路Ｌ２２と、流路Ｌ２４〜Ｌ２６と、水供給流路Ｌ２７と、流路Ｌ２８と、を有する。流路Ｌ２８は、全熱交換器１０の第２通風路１２Ａ、熱交換器３４、及び水タンク３０を接続する。したがって、本実施形態では、水タンク３０は、第２通風路１２Ａの下流に設けられている。なお、水供給部とは、水ポンプ３１、熱交換器３４、及び蒸気発生ヒータ３２を含んだ概念である。

熱交換器３４は、第２通風路１２Ａの下流に設けられている。熱交換器３４は、全熱交換器１０の第２通風路１２Ａから排出された空気・水蒸気混合ガスと水供給流路Ｌ２７上にある液体の水との間で顕熱交換を行う熱交換器である。熱交換器３４は、例えばプレート式熱交換器等で構成される。熱交換器３４は、水供給流路Ｌ２７上で、水タンク３０と蒸気発生ヒータ３２との間に配置される。

次に水素製造システム４００の運転方法について説明する。固体酸化物型水蒸気電解セル１の運転中に、燃料極３から排出された水素／水蒸気混合ガスは、燃料極側熱交換器８の放熱側８Ａで、燃料極３に流入する水素／水蒸気混合ガス（受熱側８Ｂ）と熱交換した後、全熱交換器１０の第１通風路１１Ａに流入する。一方、空気供給部７から供給された空気は空気極４を出た後、第２通風路１２Ａに流入する。全熱交換器１０では第１水蒸気透過膜１３Ａを介して第１通風路１１Ａから第２通風路１２Ａへとの水蒸気の濃度勾配により水が移動し、第１通風路１１Ａを流れる水素／水蒸気混合ガスの水蒸気分圧は低下し、第２通風路１２Ａを流れる空気の水蒸気分圧は増加する。ここで、流路Ｌ２８の途中にある熱交換器３４において、第２通風路１２Ａを出て水蒸気を含んだ空気と液体の水との間で熱交換する。これによって、水蒸気を含んだ空気の有する顕熱と、この水蒸気の凝縮潜熱と、により液体の水が加熱される。これにより、蒸気発生ヒータ３２で蒸気を発生するのに必要な電力を削減し、水素製造システム１の水素製造の効率が高くなる。第２通風路１２Ａを出た水蒸気を含む空気は、当該熱交換によって冷却・凝縮されて液体の水となって水タンク３０に回収される。

本実施形態によれば、水素製造システム４００は、水供給流路Ｌ２７を介して前記水供給部に接続されるとともに前記水供給部に水を供給する水タンク３０と、第２通風路１２Ａの下流に設けられた熱交換器３４であって、第２通風路１２Ａから出た空気と、前記水供給流路Ｌ２７内を送られる前記水と、の間で熱交換する熱交換器３４と、を備える。この構成によれば、第２通風路１２Ａから排出され水蒸気を含む空気の熱を利用して、熱交換器３４において水供給流路Ｌ２７内の水を温めることができる。これによって、当該水を加熱して蒸気を発生させるのに必要な電力を削減することができ、高効率な水素製造システム１を実現できる。また、上記の構成によれば、比較的に高価な高純度の水（純水）を水タンク３０に回収することができる。これによって、コストパフォーマンスの良好な水素製造システム１を実現できる。

水素製造システム４００は、第２通風路１２Ａの下流側に設けられた水タンク３０であって、第２通風路１２Ａから出た前記空気から水を回収可能な水タンク３０を備える。この構成によれば、比較的に高価な高純度の水（純水）を水タンク３０に回収することができる。これによって、コストパフォーマンスの良好な水素製造システム１を実現できる。
［実施例］

第１・第２実施形態の燃料電池システム１００、２００、及び第３・第４実施形態の水素製造システム３００、４００において、システムのエネルギバランスを試算することで発明の効果を見積もりした。

第１・第２実施形態の燃料電池システム１００、２００における比較例として、図７に示す水冷チラー及び凝縮器と、気液分離器と、による凝縮とを組み合わせた構造によって、燃料循環流路Ｌ１上の水素と水蒸気を分離するシステムを比較例１の燃料電池システム６００とした。比較例１では、水冷チラー及び凝縮器と、気液分離器と、による凝縮とを組み合わせた構造において、水素／水蒸気混合ガスを７０℃にまで冷却し、水蒸気を液体の水として分離後に、図示しない再加熱ヒータで再加熱を行って水素／水蒸気混合ガスが混合部１５に戻される。

各燃料電池システムにおける運転条件を下記表１の定常運転条件にて設定した。実施例１は第１実施形態の燃料電池システム１００、実施例２は第２実施形態の燃料電池システム２００である。実施例１及び比較例１はセル温度が７００℃の条件である。実施例２はセル温度が８００℃であり、実施例１及び比較例１に対してセル温度が高い条件を仮定した。固体酸化物型燃料電池１の冷却が不足した場合などで実施例２の運転条件が発生する。

これらシステムに対し、セル単体の発電電力（Ｐ_cell）からチラーの動力（Ｅ_Ｃ）を差し引いた値を正味出力（Ｐ_act）として算出した。
すなわち、
正味出力（Ｐ_act）＝セル単体の発電電力（Ｐ_cell）−チラーの動力（Ｅ_Ｃ） …式（２）
である。

この正味出力が高いほど、システムの発電効率は高い。実施例２の場合、温度制御部１８の上限温度Ｔ_Ｈを２３０℃に設定し、燃料極側熱交換器８出口の水素／水蒸気混合ガスを２３０℃まで冷却するのに必要な冷却エネルギ(Q_cool)をチラー負荷で付与する条件とした。比較例１の場合、水蒸気を冷却、凝縮するのに必要なエネルギ（Q_cond）をチラー負荷で与える条件とした、このチラー負荷に対し、チラーの成績係数（ＣＯＰ）３を仮定することでチラー動力（Ｅ_Ｃ）を算出した。

比較結果を表２に示す。

表２より、実施例１、２はいずれも比較例１に対して正味出力（Ｐ_ａｃｔ）を高めることが可能となった。なお、各燃料電池システムにおける反応は発熱反応であるため、セル発熱量（Ｑ_{ｔｏｔａｌ}）から燃料極放熱量（Ｑ_hy）と空気極放熱量（Ｑ_ox）を引いた熱量がセル表面から放熱すべき熱量となる。この値が非常に大きいと冷却の負荷が増えるが、実施例１、２ともに比較例１と比べてその差はわずかであるため、冷却の負荷増は無視できる。

次に、第３・第４実施形態の水素製造システム３００、４００との比較として、図８に示す水素製造システム７００を比較例２とした。水素製造システム７００は、全熱交換器１０の代わりに、水冷チラー及び凝縮器と、気液分離器と、による凝縮を組み合わせた構造によって、固体酸化物型水蒸気電解セル１から排出された水素／水蒸気混合ガスから水分を分離する。比較例２では、水冷チラー及び凝縮器と、気液分離器と、による凝縮とを組み合わせた構造において、水素／水蒸気混合ガスを７０℃にまで冷却し、水蒸気を液体の水として分離後に、図示しない再加熱ヒータで再加熱を行って水素／水蒸気混合ガスが混合部１５に戻される。水素製造システム３００、４００、７００における運転条件は下記に表３の定常運転条件にて設定した。実施例３は第３実施形態の水素製造システム３００、実施例４は第４実施形態の水素製造システム４００である。

これらシステムに対し、セル単体の電解入力（Ｐ_cell）に加えて補器動力となるチラーの動力（Ｅ_ｃ）と、蒸気発生ヒータ３２の入力（Ｅ_ｈ）と、セル温度保持ヒータ４０の入力（Ｅ_ｐ）の３つを加えた値を正味入力（Ｐ_act）として算出した。すなわち、
正味入力（Ｐ_act）＝セル単体の発電電力（Ｐ_cell）＋チラーの動力（Ｅ_ｃ）＋
蒸気発生ヒータ３２の入力（Ｅ_ｈ）＋セル温度保持ヒータ４０の入力（Ｅ_ｐ）…式（３）
である。

この正味入力が低いほど、システムの水蒸気電解効率は高い。比較例２の場合、水蒸気を冷却・凝縮するのに必要なエネルギ（Q_cond）をチラー負荷で与えるとし、チラーの成績係数（ＣＯＰ）は３を仮定することでチラー動力（Ｅ_ｃ）を算出した。蒸気発生ヒータ３２の入力（Ｅ_ｈ）は、水タンク３０からの送水量を昇温させる顕熱と気化させる潜熱エネルギの和で求めた。実施例４の場合には、蒸気発生ヒータ３２の入力（Ｅ_ｈ）は水タンクから３０の送水量を昇温・気化させるエネルギから熱交換器３４で交換可能な熱エネルギを引いた値で求めた。熱交換器３４での潜熱交換効率は５０％を仮定した。セル温度保持ヒータ４０の入力（Ｅ_Ｐ）はセルの下記熱バランスより求めた。すなわち、

セル発熱量（Ｑ_{ｔｏｔａｌ}）＋燃料極放熱量（Ｑ_hy）＋空気極放熱量（Ｑ_ox）＋セル温度保持ヒータ４０入力（Ｅ_Ｐ）＝０ …式（４）
である。

比較結果を表４に示す。

表４より、実施例３の場合には比較例２に対してセル温度保持ヒータ４０の入力（Ｅ_Ｐ）とチラー動力（Ｅ_ｃ）を削減することが可能であった。ただし、蒸気発生ヒータ３２の入力が増加した。これに対し、実施例４の場合にはセル温度保持ヒータ４０の入力、チラー動力、及び蒸気発生ヒータ３２の入力の全てが低減し、正味入力（Ｐ_ａｃｔ）を下げることが可能となった。

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。これらの実施形態は、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同様に、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ものである。また、各実施形態に記載された発明を適宜に組み合わせて一つの発明を実現することも当然にできる。
以下、付記を記載する。
（付記項１）
燃料極と、空気供給部から空気が供給される空気極と、前記燃料極と前記空気極との間にある電解質層と、を有する固体酸化物型燃料電池と、
前記燃料極から排出された水素・水蒸気混合ガスが流れる第１通風路と、前記空気極から排出された空気が流れる第２通風路と、前記第１通風路と前記第２通風路との間にある水蒸気透過膜と、を有し、前記水素・水蒸気混合ガスと前記空気との間で顕熱と潜熱とを交換する全熱交換器と、
燃料供給部からの水素と前記第１通風路から排出された前記水素・水蒸気混合ガスとを混合して前記燃料極に供給する混合部と、
前記混合部と前記燃料極とを接続した第１部分と、前記燃料極と前記第１通風路とを接続した第２部分と、前記第１通風路と前記混合部とを接続した第３部分と、を含んだループ状をなし、前記混合部、前記燃料極、及び前記第１通風路の順に前記水素・水蒸気混合ガスが循環される燃料循環流路と、
を備える燃料電池システム。
（付記項２）
前記全熱交換器は、
前記燃料極から排出された前記水素・水蒸気混合ガスが流れる第３通風路であって、前記第１通風路との間に前記第２通風路が位置するように配置された第３通風路と、
前記第３通風路と前記第２通風路との間にある第２水蒸気透過膜と、
を有する付記項１に記載の燃料電池システム。
（付記項３）
前記全熱交換器は、
前記空気極から排出された前記空気が流れる第４通風路であって、前記第２通風路との間に前記第１通風路が位置するように配置された第４通風路と、
前記第４通風路と前記第１通風路との間にある第３水蒸気透過膜と、
を有する付記項１に記載の燃料電池システム。
（付記項４）
前記全熱交換器は、前記第１通風路から排出される前記水素・水蒸気混合ガスの温度を１０１℃以上かつ３００℃以下になるように熱交換する付記項１に記載の燃料電池システム。
（付記項５）
前記水蒸気透過膜は、前記第１通風路から前記第２通風路への水蒸気／水素の透過比が１／０．０２〜１／０．００１の範囲内である付記項１に記載の燃料電池システム。
（付記項６）
前記空気極に流入する前記空気と、前記空気極から排出される前記空気と、の間で熱交換を行う空気極側熱交換器を備え、
前記空気極側熱交換器は、前記空気極から排出され前記第２通風路に流入する前記空気の温度を、前記第１通風路に流入する前記水素・水蒸気混合ガスの温度よりも低くなるように熱交換する付記項１に記載の燃料電池システム。
（付記項７）
前記燃料循環流路の前記第２部分に設けられ前記水素・水蒸気混合ガスの温度を検知する温度検知部と、
前記燃料循環流路の前記第２部分に設けられ前記温度検知部で検知した温度に基づき前記水素・水蒸気混合ガスの温度を所定の範囲内に制御する温度制御手段と、
を備える付記項１に記載の燃料電池システム。
（付記項８）
燃料極と、空気供給部から空気が供給される空気極と、前記燃料極と前記空気極との間にある電解質層と、を有する高温水蒸気電解部と、
水素タンクと、
前記燃料極から排出された水素・水蒸気混合ガスが流れる第１通風路と、前記空気極から排出された空気が流れる第２通風路と、前記第１通風路と前記第２通風路との間にある水蒸気透過膜と、を有し、前記水素・水蒸気混合ガスと前記空気との間で顕熱と潜熱とを交換する全熱交換器と、
前記水素・水蒸気混合ガスの一部を前記水素タンクに供給する分配部と、
水供給部からの水蒸気と前記第１通風路から排出された前記水素・水蒸気混合ガスとを混合して前記燃料極に供給する混合部と、
前記混合部と前記燃料極とを接続した第１部分と、前記燃料極と前記第１通風路とを接続した第２部分と、前記第１通風路と前記分配部とを接続した第３部分と、前記分配部と前記混合部とを接続した第４部分と、を含んだループ状をなし、前記混合部、前記燃料極、前記第１通風路、及び前記分配部の順に前記水素・水蒸気混合ガスが循環される燃料循環流路と、
を備える水素製造システム。
（付記項９）
前記全熱交換器は、
前記燃料極から排出された前記水素・水蒸気混合ガスが流れる第３通風路と、
前記第３通風路と前記第２通風路との間にある第２水蒸気透過膜と、
を有する付記項８に記載の水素製造システム。
（付記項１０）
前記全熱交換器は、
前記空気極から排出された前記空気が流れる第４通風路と、
前記第４通風路と前記第１通風路との間にある第３水蒸気透過膜と、
を有する付記項８に記載の水素製造システム。
（付記項１１）
前記全熱交換器は、前記第１通風路から排出される前記水素・水蒸気混合ガスの温度を１０１℃以上かつ３００℃以下になるように熱交換する付記項８に記載の水素製造システム。
（付記項１２）
水供給流路を介して前記水供給部に接続されるとともに前記水供給部に水を供給する水タンクと、
前記第２通風路の下流に設けられた熱交換器であって、前記第２通風路から出た前記空気と、前記水供給流路内を送られる前記水と、の間で熱交換する熱交換器と、
を備える付記項８に記載の水素製造システム。
（付記項１３）
前記第２通風路の下流側に設けられた水タンクであって、前記第２通風路から出た前記空気から水を回収可能な水タンクを備える付記項８に記載の水素製造システム。
（付記項１４）
前記分配部に接続され前記水素・水蒸気混合ガスから水蒸気を除去する脱水装置を備える付記項８に記載の水素製造システム。
（付記項１５）
前記水蒸気透過膜は、前第１通風路から前記第２通風路への水蒸気／水素の透過比が１／０．０２〜１／０．００１である付記項８に記載の水素製造システム。
（付記項１６）
前記第２通風路に流入する前記空気の温度は、前記第１通風路に流入する前記水素・水蒸気混合ガスの温度よりも高くなるように制御する付記項８に記載の水素製造システム。

１…固体酸化物型燃料電池、固体酸化物型水蒸気電解セル、２…電解質層、３…燃料極、４…空気極、６…水素供給部（燃料供給部）、７…空気供給部、９…空気極側熱交換器、１０…全熱交換器、１１Ａ…第１通風路、１１Ｂ…第３通風路、１２Ａ…第２通風路、１２Ｂ…第４通風路、１３Ａ…第１水蒸気透過膜、１３Ｂ…第２水蒸気透過膜、１３Ｃ…第３水蒸気透過膜、１６…温度検知部、１７…温度制御手段、２０…分配部、２１…脱水装置、２５…水素タンク、３０…水タンク、Ｌ１…燃料循環流路、Ｌ１Ａ…第１部分、Ｌ１Ｂ…第２部分、Ｌ１Ｃ…第３部分、Ｌ２１…燃料循環流路、Ｌ２１Ａ…第１部分、Ｌ２１Ｂ…第２部分、Ｌ２１Ｃ…第３部分、Ｌ２１Ｄ…第４部分。

Claims (15)

1. 燃料極と、空気供給部から空気が供給される空気極と、前記燃料極と前記空気極との間にある電解質層と、を有する固体酸化物型燃料電池と、
   前記燃料極から排出された水素・水蒸気混合ガスが流れる第１通風路と、前記空気極から排出された空気が流れる第２通風路と、前記第１通風路と前記第２通風路との間にある水蒸気透過膜と、を有し、前記水素・水蒸気混合ガスと前記空気との間で顕熱と潜熱とを交換する全熱交換器と、
   燃料供給部からの水素と前記第１通風路から排出された前記水素・水蒸気混合ガスとを混合して前記燃料極に供給する混合部と、
   前記混合部と前記燃料極とを接続した第１部分と、前記燃料極と前記第１通風路とを接続した第２部分と、前記第１通風路と前記混合部とを接続した第３部分と、を含んだループ状をなし、前記混合部、前記燃料極、及び前記第１通風路の順に前記水素・水蒸気混合ガスが循環される燃料循環流路と、
   前記燃料循環流路の前記第２部分に設けられ前記水素・水蒸気混合ガスの温度を検知する温度検知部と、
   前記燃料循環流路の前記第２部分に設けられ前記温度検知部で検知した温度に基づき前記水素・水蒸気混合ガスの温度を所定の範囲内に制御する温度制御手段と、
   を備える燃料電池システム。
2. 前記全熱交換器は、
   前記燃料極から排出された前記水素・水蒸気混合ガスが流れる第３通風路であって、前記第１通風路との間に前記第２通風路が位置するように配置された第３通風路と、
   前記第３通風路と前記第２通風路との間にある第２水蒸気透過膜と、
   を有する請求項１に記載の燃料電池システム。
3. 前記全熱交換器は、
   前記空気極から排出された前記空気が流れる第４通風路であって、前記第２通風路との間に前記第１通風路が位置するように配置された第４通風路と、
   前記第４通風路と前記第１通風路との間にある第３水蒸気透過膜と、
   を有する請求項１又は２に記載の燃料電池システム。
4. 前記全熱交換器は、前記第１通風路から排出される前記水素・水蒸気混合ガスの温度を１０１℃以上かつ３００℃以下になるように熱交換する請求項１乃至３のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
5. 前記水蒸気透過膜は、前記第１通風路から前記第２通風路への水蒸気／水素の透過比が１／０．０２〜１／０．００１の範囲内である請求項１乃至４のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
6. 前記空気極に流入する前記空気と、前記空気極から排出される前記空気と、の間で熱交換を行う空気極側熱交換器を備え、
   前記空気極側熱交換器は、前記空気極から排出され前記第２通風路に流入する前記空気の温度を、前記第１通風路に流入する前記水素・水蒸気混合ガスの温度よりも低くなるように熱交換する請求項１乃至５のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
7. 燃料極と、空気供給部から空気が供給される空気極と、前記燃料極と前記空気極との間にある電解質層と、を有する高温水蒸気電解部と、
   水素タンクと、
   前記燃料極から排出された水素・水蒸気混合ガスが流れる第１通風路と、前記空気極から排出された空気が流れる第２通風路と、前記第１通風路と前記第２通風路との間にある水蒸気透過膜と、を有し、前記水素・水蒸気混合ガスと前記空気との間で顕熱と潜熱とを交換する全熱交換器と、
   前記水素・水蒸気混合ガスの一部を前記水素タンクに供給する分配部と、
   水供給部からの水蒸気と前記第１通風路から排出された前記水素・水蒸気混合ガスとを混合して前記燃料極に供給する混合部と、
   前記混合部と前記燃料極とを接続した第１部分と、前記燃料極と前記第１通風路とを接続した第２部分と、前記第１通風路と前記分配部とを接続した第３部分と、前記分配部と前記混合部とを接続した第４部分と、を含んだループ状をなし、前記混合部、前記燃料極、前記第１通風路、及び前記分配部の順に前記水素・水蒸気混合ガスが循環される燃料循環流路と、
   を備える水素製造システム。
8. 前記全熱交換器は、
   前記燃料極から排出された前記水素・水蒸気混合ガスが流れる第３通風路と、
   前記第３通風路と前記第２通風路との間にある第２水蒸気透過膜と、
   を有する請求項７に記載の水素製造システム。
9. 前記全熱交換器は、
   前記空気極から排出された前記空気が流れる第４通風路と、
   前記第４通風路と前記第１通風路との間にある第３水蒸気透過膜と、
   を有する請求項７又は８に記載の水素製造システム。
10. 前記全熱交換器は、前記第１通風路から排出される前記水素・水蒸気混合ガスの温度を１０１℃以上かつ３００℃以下になるように熱交換する請求項７乃至９のいずれか１項に記載の水素製造システム。
11. 水供給流路を介して前記水供給部に接続されるとともに前記水供給部に水を供給する水タンクと、
    前記第２通風路の下流に設けられた熱交換器であって、前記第２通風路から出た前記空気と、前記水供給流路内を送られる前記水と、の間で熱交換する熱交換器と、
    を備える請求項７乃至１０のいずれか１項に記載の水素製造システム。
12. 前記第２通風路の下流側に設けられた水タンクであって、前記第２通風路から出た前記空気から水を回収可能な水タンクを備える請求項７乃至１１のいずれか１項に記載の水素製造システム。
13. 前記分配部に接続され前記水素・水蒸気混合ガスから水蒸気を除去する脱水装置を備える請求項７乃至１２のいずれか１項に記載の水素製造システム。
14. 前記水蒸気透過膜は、前第１通風路から前記第２通風路への水蒸気／水素の透過比が１／０．０２〜１／０．００１である請求項７乃至１３のいずれか１項に記載の水素製造システム。
15. 前記第２通風路に流入する前記空気の温度は、前記第１通風路に流入する前記水素・水蒸気混合ガスの温度よりも高くなるように制御する請求項７乃至１４のいずれか１項に記載の水素製造システム。