(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
燃料電池の燃料ガスとして、副生水素などの高濃度水素ガスを主燃料ガスとし、炭化水素系原燃料を燃料改質器により水蒸気改質して得られる改質ガスを補助燃料ガスとして用いる燃料電池発電装置の運転方法であって、前記燃料改質器の負荷を、運転継続可能な改質負荷以上に維持することを特徴とする燃料電池発電装置の運転方法。
【請求項２】
請求項１記載の運転方法において、前記運転継続可能な改質負荷は、燃料改質器が備えるバーナのターンダウン比、もしくは改質用水蒸気の最低供給流量によって定めることを特徴とする燃料電池発電装置の運転方法。
【請求項３】
請求項１記載の運転方法において、前記運転継続可能な改質負荷は、燃料改質器の定格負荷の少なくとも１０％とすることを特徴とする燃料電池発電装置の運転方法。
【請求項４】
請求項１に記載の運転方法において、前記主燃料ガス中の燃料電池への有害物質を、有害ガス除去装置において除去した後、前記燃料電池へ供給することを特徴とする燃料電池発電装置の運転方法。
【請求項５】
請求項１ないし４のいずれかに記載の運転方法において、前記燃料電池から排出される排水素ガスの一部を前記燃料改質器用のバーナに導入して改質に利用し、余剰の排水素ガスを燃焼触媒器において燃焼させて排気することを特徴とする燃料電池発電装置の運転方法。
【請求項６】
請求項５記載の運転方法において、前記燃焼触媒器において燃焼させて排気する熱を、熱交換器により排熱回収して利用することを特徴とする燃料電池発電装置の運転方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
この発明は、燃料電池の燃料ガスとして、副生水素などの高濃度水素ガスを主燃料ガスとし、炭化水素系原燃料を燃料改質器により水蒸気改質して得られる改質ガスを補助燃料ガスとして用いる燃料電池発電装置の運転方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
周知のとおり、リン酸型燃料電池，固体高分子電解質型燃料電池，溶融炭酸塩型燃料電池などは、反応ガスとしての燃料ガスおよび酸化剤ガスを電極触媒層を備えた燃料電極および酸化剤電極に連続的に供給して、燃料のもつエネルギーを電気化学的に電気エネルギーに変換するものである。
【０００３】
これらの燃料電池においては、その電解質の性質から、二酸化炭素を含んだ燃料ガスや酸化剤ガスを使用することが可能である。そこで通常、これらの燃料電池においては、空気を酸化剤ガスとし、メタノールや天然ガス等の炭化水素系原燃料を燃料改質器により水蒸気改質して得られる水素リッチな改質ガスを燃料ガスとして用いている。
【０００４】
図３は、従来のリン酸型燃料電池発電装置の概略システム構成の一例を示す。
【０００５】
図３において、燃料電池１は、模式的に示され、図示しないリン酸電解質層を挟持する燃料極２と空気極３と、これらからなる単位セルの複数個を重ねる毎に配設される冷却管を有する冷却板４とから構成される。
【０００６】
一方、燃料改質器７は、原燃料供給系９を経て供給される天然ガス等の原燃料を、水蒸気分離器２１で分離されて水蒸気供給系２２を経て供給される水蒸気とともに、改質触媒下にて、バーナでの後述するオフガスの燃焼による燃焼熱により加熱して、水素に富むガスに改質して改質ガスを生成する。
【０００７】
燃料改質器７で生成された上記改質ガスは、ＣＯ変成器８を有する改質ガス供給系１１を経由して燃料電池１の燃料極２に供給され、一方、燃料極２から電池反応に寄与しない水素を含むオフガスが、オフガス供給系１２を経て燃料改質器７のバーナに燃料として供給される。
【０００８】
また、燃料改質器７のバーナへは、燃焼空気供給用のブロア１３が接続されており、燃料改質器７から出た燃焼排ガスは、燃焼排ガス系１５により水回収用凝縮器４１へと送られ、水回収後、排出される。
【０００９】
また、燃料電池１には、空気極３に空気を供給する反応空気ブロア１６を備えた空気供給系１７と、電池反応後の空気を前記水回収用凝縮器４１へ供給する空気排出系１８とが接続されている。
【００１０】
燃料電池１の冷却板４の冷却管には、燃料電池１の発電時に冷却水を循環するため、水蒸気分離器２１、冷却水循環ポンプ２４および燃料電池冷却水廃熱回収用熱交換器２３を備えた冷却水循環系２０が、接続されている。冷却水循環系２０は、冷却水調節弁２５を備え、必要に応じて廃熱回収用熱交換器２３への冷却水の流通を調節できるようにしている。
【００１１】
前記水蒸気分離器２１では、燃料電池１の冷却管から排出された水と蒸気との二相流となった冷却水を、水蒸気と冷却水とに分離する。ここで分離された水蒸気は、前記燃料改質器７に向かう原燃料と混入するように、前記水蒸気供給系２２を経て、送出される。その際、元圧の低い原燃料との混合を行うために、エジェクタ６を使用している。このエジェクタ６は、蒸気を駆動流体とするとともに、原燃料を被駆動流体とする。原燃料供給系９は、一般に、脱硫器５を備える。
【００１２】
前記水回収用凝縮器４１には、前述のように、燃焼排ガス系１５，空気排出系１８が接続され、この水回収用凝縮器４１には、生成水等回収タンク４４を有する凝集水回収系４２が接続されている。
【００１３】
前記回収水は、脱炭酸塔４３で空気接触させて脱炭酸処理をした後に、補給水ポンプ４６によって、イオン交換式水処理装置４７に導入して、純水化した後に、給水ポンプ４９により水蒸気分離器２１へ還流供給され、原燃料の水蒸気改質に必要な水として利用される。
【００１４】
水処理装置４７は吸着速度の関係から、通水速度は一定量が必要であり、そのため、水処理装置に水が循環して流れる閉回路を設けて、常時一定流量を水処理装置に通水可能として、所定のＳＶ値（空間速度１／ｈ）を維持するのが一般的である。この場合、図３に示すように、水処理装置４７は処理水の再循環用配管４８を備え、水処理された水の内、一部は給水ポンプ４９によって水蒸気分離器２１に供給され、残りの純水は、再循環用配管４８を経由して再び水処理装置４７に戻される。
【００１５】
なお、固体高分子電解質型燃料電池発電装置の場合には、通常、前記ＣＯ変成器から導出した改質ガスを、ＣＯ変成器の後段に設けたＣＯ除去器に導入し、ＣＯを酸化して、改質ガス中のＣＯ濃度を１０ｐｐｍ程度まで低減する。
【００１６】
図２は、前記図３に示したシステムを、後述するこの発明の説明の便宜上、さらに簡略化して示したシステム系統図で、図２における構成部材と同一の構成部材には、同一の番号を付して、説明を省略する。図２においては、脱硫器５とＣＯ変成器６とを組み合わせた形態で示し、また、燃料電池１の直流出力を交流出力に変換するインバータ３０を追加して示す。なお、脱硫器５やＣＯ変成器６等について、さらに補足して以下に述べる。
【００１７】
脱硫器５は、図示しないが、ＣＯ変成器８の出口ガスをリサイクルすることによって、水添脱硫触媒によって、原燃料中の硫黄化合物が除去される。燃料改質器７には、水蒸気改質用の触媒（貴金属系またはニッケル系触媒等）が充填され、また高温の燃焼ガスを発生して改質器に充填される触媒を外部より加熱するバーナが設けられる。燃料ガスと水蒸気分離器２１にて発生した水蒸気の混合ガスを水蒸気改質して水素リッチな改質ガスを生成し、これをＣＯ変成器８へ送る。
【００１８】
ＣＯ変成器８には、ＣＯ変成用触媒（銅‐亜鉛系触媒等）が充填され、燃料改質器７から送出される高温の改質ガスにより１８０℃〜３００℃程度の運転温度に保たれる。これにより、改質ガス中の水蒸気を用いて、ＣＯをＣＯ2 に酸化シフトし（発熱反応）、ＣＯ濃度を約１％程度まで低減させ燃料電池１に導入する。
【００１９】
ところで、燃料電池の用途の一つとして、最近、化学プラント等で副産物として発生する水素を有効に利用することを目的とした、いわゆる副生水素利用の燃料電池が注目されている。上記利用に関する具体例について、以下に述べる。
【００２０】
まず、ソーダ業界の例について説明する。図４は、ソーダ電解プロセスのフローチャートの一例を示す。水素の発生箇所は塩水の電解層である。理論的には苛性ソーダ１ｔｏｎ当たり２８０ｍ3 の水素発生量がある。ソーダ電解プロセスの特徴は水素濃度が９９．９％以上と極めて高く、また副生水素の自工場プロセスでの消費量が少ない為、近隣のプラントにパイプライン等で外販しているところが多いことである。しかしながら、水素消費量が立地条件で制約されることから、余剰水素の一部を自家発用ボイラ燃料として消費している工場が多い。そのため、この余剰水素を効率の良い燃料電池発電に置き換えることが考えられ、具体的に実験が進められている。
【００２１】
上記以外に、石油化学業界への利用が考えられる。図５は、石油化学工場のプロセスのフローチャートの一例を示す。水素はナフサの分解・精製工程のうち主として脱メタン深冷分離装置から発生する。
【００２２】
この業界の副生水素は純度が９５％と高く、水素発生量（理論的には、エチレン１ｔｏｎ当たり約４００ｍ3 ）も多いが、プラント内での水素消費用途（主に脱流用）が多いことから余剰水素の多くは消費される。しかし工業統計では石油化学工場のほとんどが自家発電を、重油とオフガス（余剰水素）の混燃で行なっており、これからするとかなりの燃料電池で発電可能な水素量が潜在していると考えられる。
【００２３】
上記のように、化学プラント等で余剰に生成された副生水素（高濃度水素ガスで水素成分が９５％以上）を利用した燃料電池発電装置は、今後その需要が拡大していくと考えられる。
【００２４】
【発明が解決しようとする課題】
ところで、上記従来の副生水素などの高濃度水素ガスを燃料ガスとして使用する燃料電池発電装置（以下、副生水素利用燃料電池ともいう。）や、炭化水素系原燃料を燃料改質器により水蒸気改質して得られる水素リッチな改質ガスを燃料ガスとして用いる燃料電池発電装置（以下、改質ガス燃料電池ともいう。）において、副生水素または改質ガスをそれぞれ単独で燃料ガスとして使用するのが通例である。
【００２５】
改質ガス燃料電池の特殊なシステムとしては、例えば、都市ガスとプロパンガスとを併用し、あるいは廃棄物で発生した消化ガスと都市ガスとを併用し、複数の炭化水素系原燃料を切り替えて運転するシステムが知られている。
【００２６】
さらにまた、改質ガス燃料電池の特殊なシステムとして、電気出力変動時や燃料切替時に、水素貯蔵タンクから、一時的に不足の水素を補給するシステムが提案されている（特開平９−１１５５３７号公報参照）ものの、主燃料ガスは、改質ガスである。
【００２７】
しかしながら、副生水素利用燃料電池の場合には、副生水素ガスの発生量の変動が比較的変動が少ない場合において、例えば、１００ＫＷ、２００ＫＷ、５００ＫＷ等の所定の定格容量を備えた燃料電池を用いて、副生水素利用燃料電池発電システムを構成する場合には、プラントで発生する副生水素ガスの定格発生量と燃料電池の定格容量とのマッチングがとれない場合が多いので、この場合には、燃料電池の設備容量が過大もしくは不足による効率低下が生ずる問題があった。また、副生水素ガスの定格容量に適合するように燃料電池を個別に設計した場合には、設備コストが高くなる問題があった。
【００２８】
さらに、通常は、副生水素ガスの発生量に変動があるので、この変動により、燃料電池の安定な運転ができず、ときには、水素不足で、燃料電池の運転を停止せざるを得ないこともあった。
【００２９】
この発明は、上記問題点に鑑みてなされたもので、この発明の課題は、副生水素ガスの供給量に係わらず、副生水素を最大限有効に利用するとともに、副生水素ガスの発生量がゼロの場合においても燃料電池の運転継続が可能な燃料電池発電装置の運転方法を提供することにある。
【００３０】
【課題を解決するための手段】
前述の課題を解決するために、この発明は、燃料電池の燃料ガスとして、副生水素などの高濃度水素ガスを主燃料ガスとし、炭化水素系原燃料を燃料改質器により水蒸気改質して得られる改質ガスを補助燃料ガスとして用いる燃料電池発電装置の運転方法であって、前記燃料改質器の負荷を、運転継続可能な改質負荷以上に維持する（請求項１の発明）。
【００３１】
前記運転方法によれば、燃料電池発電装置の運転中は、副生水素ガスの発生量が燃料電池の燃料ガス需要量以上である場合も燃料改質器の運転が継続されるので、副生水素ガスの発生量が減少した場合には、燃料改質器の負荷を上げて補助燃料ガス生成量を増やして不足分をカバーして運転を継続することができ、また、燃料電池に要請される電力負荷が小さい場合でも、燃料改質器は運転継続可能な運転負荷が確保されているので、燃料電池は常時安定した運転が可能となる。
【００３２】
前記燃料改質器の運転継続を可能とするためには、まず、改質器用バーナが消火しないようにする必要がある。さらに、システムによっては、改質用水蒸気を送るエジェクタのミニマム流量を確保する必要がある。この観点から、下記請求項２の発明が好ましい。即ち、請求項１記載の運転方法において、前記運転継続可能な改質負荷は、燃料改質器が備えるバーナのターンダウン比、もしくは改質用水蒸気の最低供給流量によって定めることとする。
【００３３】
また、燃料改質器の設計上、請求項３の発明のように、運転継続可能な改質負荷は、燃料改質器の定格負荷の少なくとも１０％とすることが望ましい。
【００３４】
さらに、副生水素利用燃料電池の場合には、前記発明の実施態様として、下記請求項４ないし６の発明が好ましい。即ち、請求項１に記載の運転方法において、前記主燃料ガス中の燃料電池への有害物質を、有害ガス除去装置において除去した後、前記燃料電池へ供給する（請求項４の発明）。例えば、副生水素中に酸素ガスを含む場合には、酸素除去機能を有する装置を設けることが望ましい。
【００３５】
また、請求項１ないし４のいずれかに記載の運転方法において、前記燃料電池から排出される排水素ガスの一部を前記燃料改質器用のバーナに導入して改質に利用し、余剰の排水素ガスを燃焼触媒器において燃焼させて排気する（請求項５の発明）。排水素ガスの全量を燃料改質器バーナに送ると、燃料改質器の温度制御が不能となるので、例えば、燃料改質器の触媒層の温度を計測して、排水素ガスの流通配分を調節することが望ましい。
【００３６】
さらに、前記請求項５記載の運転方法において、前記燃焼触媒器において燃焼させて排気する熱を、熱交換器により排熱回収して利用する（請求項６の発明）。これにより、システム全体のエネルギー効率が向上する。
【００３７】
【発明の実施の形態】
図１の実施例に基づき、本発明の実施の形態について以下にのべる。なお、図１において、従来システム（図２）と同一部材には、同一番号を付して説明を省略する。
【００３８】
図１と図２との相違点は、図１においては、副生水素ガス供給ライン５０と余剰水素ガス燃焼排出ライン６０とを備える点である。前記副生水素ガス供給ライン５０は、副生水素を燃料電池１の直前に導入するためのラインで、ライン上には、有害ガス除去装置５１を備え、前述のように、副生水素ガス中の燃料電池への有害物質を有害ガス除去装置５１において除去した後、燃料電池へ供給する。
【００３９】
また、前記余剰水素ガス燃焼排出ライン６０は、空気ブロア６２から空気を導入して、余剰水素を燃焼する触媒燃焼器６１と、この燃焼排ガスの熱を回収するための熱交換器６３とを備える。
【００４０】
上記システム構成において、燃料電池１の主燃料ガスとしては、副生水素ガスを使用し、都市ガスなどの炭化水素系原燃料を燃料改質器７により水蒸気改質して得られる改質ガスを補助燃料ガスとして用いて発電を行なう。その際、前記主燃料ガスに対する補助燃料ガスの割合（含有水素量ベース）を、少なくとも前記燃料改質器が運転継続可能な改質負荷となる割合として運転する。
【００４１】
前記燃料改質器の運転継続を可能とするためには、通常は、燃料電池の電力負荷と副生水素の供給流量に基づき、予めシュミレーションした演算値に基づき、改質器用バーナが消火しないように、即ち、燃料改質器が備えるバーナのターンダウン比を考慮して燃料改質器の運転を行い、燃料改質器で発生する水素と副生水素の供給流量の合計が、燃料電池の電力負荷に適合するように運転を行なう。
【００４２】
さらに、システムによっては、改質用水蒸気を送るエジェクタのミニマム流量を確保する必要があり、前記改質器用バーナが消火しない改質器負荷に比較して、エジェクタのミニマム流量によって決まる改質器負荷が小さい場合には、後者の要件を優先して燃料改質器の運転を行なう。
【００４３】
上記により、前述のように、副生水素を利用した燃料電池発電装置の安定した運転が実現できる。
【００４４】
【発明の効果】
上記のとおり、この発明によれば、燃料電池の燃料ガスとして、副生水素などの高濃度水素ガスを主燃料ガスとし、炭化水素系原燃料を燃料改質器により水蒸気改質して得られる改質ガスを補助燃料ガスとして用いる燃料電池発電装置の運転方法であって、前記燃料改質器の負荷を、運転継続可能な改質負荷以上に維持することによって、副生水素ガスの供給量に係わらず副生水素を最大限有効に利用するとともに、副生水素ガスの発生量がゼロの場合においても燃料電池の運転継続が可能な燃料電池発電装置の運転方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の実施例の燃料電池発電装置の運転方法に係わるシステム系統図
【図２】従来の燃料電池発電装置の運転方法に係わるシステム系統図
【図３】従来のリン酸型燃料電池発電装置の概略システム構成図
【図４】ソーダ電解プロセスのフローチャートの一例を示す図
【図５】石油化学工場のプロセスのフローチャートの一例を示す図
【符号の説明】
１：燃料電池、５：脱硫器、６：エジェクタ、７：燃料改質器、８：ＣＯ変成器、２１：水蒸気分離器、５０：副生水素ガス供給ライン、５１：有害ガス除去装置、６０：余剰水素ガス燃焼排出ライン、６１：触媒燃焼器、 ６３：熱交換器。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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