(57)【要約】【課題】水添脱硫器を排ガスで加熱する場合において、従来に比べ、水添脱硫器の適切な温度制御を行い得る燃料電池システムを提供する。【解決手段】燃料電池システムは、原料の改質で得られた燃料および空気を用いて発電する燃料電池と、原料中の硫黄成分を除去する水添脱硫器と、空気が流れる空気経路と排ガスが流れる第１排ガス経路とを備え、空気と排ガスとが熱交換する第１熱交換器と、空気経路と排ガスが流れる第２排ガス経路とを備え、空気と排ガスとが熱交換する第２熱交換器と、排ガスを用いて前記水添脱硫器を加熱する加熱器と、を備える。排ガスは、第１熱交換器の第１排ガス経路、加熱器および第２熱交換器の第２排ガス経路をこの順に流れ、空気は、第２熱交換器の空気経路、第１熱交換器の空気経路および燃料電池をこの順に流れ、第１熱交換器と第２熱交換器と、が一体的に構成されている。【選択図】図１
2016100183.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
原料の改質で得られた燃料および空気を用いて発電する燃料電池と、
前記原料中の硫黄成分を除去する水添脱硫器と、
前記空気が流れる空気経路と前記燃料電池の加熱に用いた排ガスが流れる第１排ガス経路とを備え、前記空気と前記排ガスとが熱交換する第１熱交換器と、
前記空気経路と前記排ガスが流れる第２排ガス経路とを備え、前記空気と前記排ガスとが熱交換する第２熱交換器と、
前記排ガスを用いて前記水添脱硫器を加熱する加熱器と、
を備え、
前記排ガスは、前記第１熱交換器の前記第１排ガス経路、前記加熱器および前記第２熱交換器の前記第２排ガス経路をこの順に流れ、
前記空気は、前記第２熱交換器の前記空気経路、前記第１熱交換器の前記空気経路および前記燃料電池をこの順に流れ、
前記第１熱交換器と前記第２熱交換器と、が一体的に構成されている燃料電池システム。
【請求項２】
前記燃料電池は、固体酸化物形燃料電池である請求項１に記載の燃料電池システム。
【請求項３】
前記第１熱交換器および前記第２熱交換器は、直交流熱交換器である請求項１又は２に記載の燃料電池システム。
【請求項４】
前記第１熱交換器および前記第２熱交換器は、プレート式熱交換器である請求項１又は２に記載の燃料電池システム。
【請求項５】
前記第１排ガス経路と前記第２排ガス経路との間が断熱されている請求項１−４のいずれかに記載の燃料電池システム。
【請求項６】
前記第１排ガス経路と前記第２排ガス経路との間に空間が形成されている請求項５に記載の燃料電池システム。
【請求項７】
前記空気経路を形成する円筒体は、前記第１排ガス経路を形成する円筒体、および前記第２排ガス経路を形成する円筒体と同心状に構成されている請求項１、２、５および６のいずれかに記載の燃料電池システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は燃料電池システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
原料に炭化水素を用いる燃料電池システムでは、例えば、水蒸気を用いた原料の改質が行われる。この水蒸気改質を促進するために改質触媒が用いられているが、原料中には付臭剤として硫黄化合物が含まれる。この硫黄化合物によって改質触媒が劣化するおそれがある。
【０００３】
そこで、改質触媒の劣化を防止するために、原料中に含まれる硫黄化合物を低減させる脱硫装置が用いられる。
【０００４】
脱硫装置として、例えば、硫黄化合物を触媒（例えば、Ｎｉ−Ｍｏ系、Ｃｏ−Ｍｏ系など）上で水素と反応させて硫化水素に変換し、硫化水素を、例えば、酸化亜鉛などに取り込んで除去する水添脱硫が行われる水添脱硫器が知られており、従来から様々な対策が提案されている。
【０００５】
例えば、水添脱硫器は、水添反応を行なう際に水素を必要とするが、原料中には通常、水素が含まれていない。そこで、水添脱硫器に水素含有のリサイクルガスを供給する構成を備える固体酸化物形の燃料電池システムが提案されている（例えば、特許文献１、２）。具体的には、特許文献１の燃料電池システム１は、図６に示すように、改質器１１０を通過した水素含有ガスの一部が、リサイクルガス供給経路１１３を通じて、昇圧手段１１１の上流側に戻されるように構成されている。そして、水素含有ガスは、昇圧手段１１１により昇圧されて、水添脱硫器１０２に供給されている。特許文献２の燃料電池システムは、図７に示すように、混合器２２０で混合された水と脱硫後の原燃料ガスとを蒸発器２２６から改質器２０６に供給するとき、水蒸気を含む脱硫後の原燃料ガスの一部を、分岐戻し流路２４２を介して原燃料ガス供給経路２１６に戻すように構成されている。この分岐戻し流路２４２の二重管２４４内には炭化水素改質触媒が設けられており、これによって、炭化水素を改質して得た水素含有ガスを、昇圧器２１７の上流側に戻している。そして、水素含有ガスを昇圧器２１７で昇圧させて、水添脱硫器２０４に供給されている。
【０００６】
また、特許文献３では、水添脱硫器の性能は雰囲気温度によって変化するため、高温下で使用されるものについては発電時に生じる高温の排ガスを用いて水添脱硫器を加熱する構成が提案されている。
【０００７】
また、特許文献４では、ＳＯＦＣやＰＥＦＣなどの燃料電池システムにおいて、原料中の硫黄成分を除去する水添脱硫器を、発電モジュールから排出される排ガスによって加熱する場合、発電量によって排ガスの温度が上昇した場合でも水添脱硫器の過昇温を抑制し、水添脱硫剤の脱硫効率の向上および長寿命化を意図した構成が提案されている。具体的には、特許文献４の燃料電池システムは、図８に示すように、水添脱硫器６に流入する前の排ガスと発電用の空気の一部が分流された空気と、が冷却器７で熱交換するように構成されている。これにより、水添脱硫器６に流入する排ガスの温度を所望の温度範囲にまで低下させることで、水添脱硫器の過昇温が抑制されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２０１１−２１６３０８号公報
【特許文献２】特許第４９１１９２７号公報
【特許文献３】特開２００６−３０９９８２号公報
【特許文献４】特開２０１２−１５５９７８号広報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
しかし、従来例は、水添脱硫器を排ガスで加熱する場合の水添脱硫器の適切な温度制御について十分に検討されていない。
【００１０】
本発明の一態様（aspect）は、このような事情に鑑みてなされたものであり、水添脱硫器を排ガスで加熱する場合において、従来に比べ、水添脱硫器の適切な温度制御を行い得る燃料電池システムを提供する。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
本発明の一態様の燃料電池システムは、原料の改質で得られた燃料および空気を用いて発電する燃料電池と、前記原料中の硫黄成分を除去する水添脱硫器と、前記空気が流れる空気経路と前記燃料電池の加熱に用いた排ガスが流れる第１排ガス経路とを備え、前記空気と前記排ガスとが熱交換する第１熱交換器と、前記空気経路と前記排ガスが流れる第２排ガス経路とを備え、前記空気と前記排ガスとが熱交換する第２熱交換器と、前記排ガスを用いて前記水添脱硫器を加熱する加熱器と、を備え、前記排ガスは、前記第１熱交換器の前記第１排ガス経路、前記加熱器および前記第２熱交換器の前記第２排ガス経路をこの順に流れ、前記空気は、前記第２熱交換器の前記空気経路、前記第１熱交換器の前記空気経路および前記燃料電池をこの順に流れ、前記第１熱交換器と前記第２熱交換器と、が一体的に構成されている。
【発明の効果】
【００１２】
本発明の一態様によれば、水添脱硫器を排ガスで加熱する場合において、従来に比べ、水添脱硫器の適切な温度制御を行い得る燃料電池システムが得られる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】図１は、第１実施形態の燃料電池システムの一例を示す図である。
【図２】図２は、第１実施形態の第１実施例の燃料電池システムの熱交換器の一例を示す図である。
【図３】図３は、第１実施形態の第２実施例の燃料電池システムの熱交換器の一例を示す図である。
【図４】図４は、第２実施形態の燃料電池システムの一例を示す図である。
【図５Ａ】図５Ａは、第３実施形態の燃料電池システムの熱交換器の一例を示す図である。
【図５Ｂ】図５Ｂは、第３実施形態の燃料電池システムの熱交換器の一例を示す図である。
【図６】図６は、従来の燃料電池システムの一例を示す図である。
【図７】図７は、従来の燃料電池システムの一例を示す図である。
【図８】図８は、従来の燃料電池システムの一例を示す図である。
【図９】図９は、第１実施形態の燃料電池システムの構成との対比説明に用いる図である。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
（第１実施形態）
発明者らは、水添脱硫器を排ガスで加熱する場合の水添脱硫器の適切な温度制御について鋭意検討し、以下の知見を得た。
【００１５】
特許文献１および特許文献２では、水添脱硫器の温度制御を行う具体的な手段が開示されておらず、水添脱硫器の水添脱硫剤を安定して水添反応に適した温度に制御することが困難である。
【００１６】
特許文献３および特許文献４は、水添脱硫器の適切な温度制御を行うには、構成が複雑化する可能性がある。更には、かかる温度制御が困難な場合も有り得る。
【００１７】
そこで、図９に示すように、燃料電池１への発電用の空気と水添脱硫器２を通過した排ガスと、が熱交換する熱交換器４と、燃料電池１からの排ガスと、熱交換器４を通過した空気と、が熱交換する熱交換器５と、を備える燃料電池システム１００を提案している（特願２０１３−２６２３８７号）。図９の燃料電池システム１００は、従来に比べ、排ガスの熱量を有効に利用できる。よって、燃料電池システム１００の発電効率を向上させ得るとともに、水添脱硫器２を適温範囲に安定に制御できる。
【００１８】
しかし、図９の燃料電池システム１００は、熱交換器４と熱交換器５とを接続する様々なガス経路６、７、１０が必要となる。よって、これらの経路６、７、１０でガスの放熱が発生するので、燃料電池システム１００の発電効率が低下する可能性がある。
【００１９】
例えば、熱交換器４および熱交換器５が、水添脱硫器２から離れて配される場合、排ガス経路を形成する配管の引き回しから、排ガスの放熱が起こりやすくなる。これにより、燃料電池システム１００の発電効率が低下する可能性がある。
【００２０】
また、熱交換器４および熱交換器５が、水添脱硫器２から離れて配される場合、空気経路を形成する配管の引き回しから、空気の放熱も起こりやすくなる。つまり、熱交換器４で予熱した空気が、熱交換器４と熱交換器５とを接続する空気経路の途中で放熱し、燃料電池システム１００の発電効率が低下する可能性がある。
【００２１】
また、２個の熱交換器を別体に設けることで燃料電池システム１００が大型化する。すると、燃料電池システム１００の筐体の伝熱面積が増えて、燃料電池システム１００の放熱量が増加する。燃料電池システム１００の放熱量が増加すると、燃料電池システム１００の発電効率が低下する可能性がある。
【００２２】
そして、燃料電池システム１００の配管や筐体からの放熱量が増加すると、燃料電池システム１００の熱バランスを取りにくくなるという問題もある。
【００２３】
更に、図９の燃料電池システム１００は、熱交換器４、５が別体に構成されているので、燃料電池システム１００の小型化に難点がある。また、燃料電池システム１００のコスト化が嵩む傾向がある。例えば、２個の熱交換器を別体に設けることで燃料電池システム１００の構成部材の個数が増加し、組立工数が増え、製造コストが上がる。また、燃料電池システム１００の容積が増加し、燃料電池システム１００が大型化する。
【００２４】
そこで、発明者らは、図９の燃料電池システム１００に関する上記の様々な問題について鋭意検討し、上記の２個の熱交換器４、５を一体的に構成するという着想に到達した。
【００２５】
すなわち、第１実施形態の燃料電池システムは、原料の改質で得られた燃料および空気を用いて発電する燃料電池と、原料中の硫黄成分を除去する水添脱硫器と、空気が流れる空気経路と燃料電池の加熱に用いた排ガスが流れる第１排ガス経路とを備え、空気と排ガスとが熱交換する第１熱交換器と、空気経路と排ガスが流れる第２排ガス経路とを備え、空気と排ガスとが熱交換する第２熱交換器と、排ガスを用いて水添脱硫器を加熱する加熱器と、を備える。排ガスは、第１熱交換器の第１排ガス経路、加熱器および第２熱交換器の第２排ガス経路をこの順に流れ、空気は、第２熱交換器の空気経路、第１熱交換器の空気経路および燃料電池をこの順に流れ、第１熱交換器と第２熱交換器と、が一体的に構成されている。
【００２６】
なお、上記の燃料電池は、固体酸化物形燃料電池でであってもよい。
【００２７】
かかる構成により、水添脱硫器を排ガスで加熱する場合において、従来に比べ、水添脱硫器の適切な温度制御を行い得る。
【００２８】
また、第１熱交換器と第２熱交換器とを一体的に構成することで、第１熱交換器、第２熱交換器および加熱器をそれぞれ接続する部材の個数および流路長を削減できる。第１熱交換器と第２熱交換器とを一体的に構成することで燃料電池システムを小型化できるので、燃料電池システム筐体の伝熱面積を減らせる。
【００２９】
以上により、本実施形態の燃料電池システムは、図９の燃料電池システム１００に比べ、上記各部材からの放熱を抑制できる。よって、燃料電池システムの発電効率を向上できる。更に、燃料電池システムの放熱を抑制できることから、燃料電池システムの熱バランスが取りやすくなる。
【００３０】
また、第１熱交換器、第２熱交換器および加熱器をそれぞれ接続する部材の個数および流路長を削減、および燃料電池システムの小型化などにより燃料電池システムの製造コストを低減できる。
【００３１】
以下、第１実施形態の具体例について図面を参照して説明する。なお、以下では全ての図を通じて同一又は対応する構成部材には同一の参照符号を付して、その説明については省略する。
【００３２】
［装置構成］
図１は、第１実施形態の燃料電池システムの一例を示す図である。
【００３３】
図１に示すように、燃料電池システム１００は、燃料電池６と、改質器４と、水添脱硫器３と、加熱器８と、空気経路１０と、第１排ガス経路２０と、第１熱交換器５と、第２排ガス経路２１と、第２熱交換器１３と、を備える。
【００３４】
燃料電池６は、原料の改質で得られた燃料および空気を用いて発電する。なお、燃料電池システム１００は、発料を用いて改質反応により水素含有ガスを生成する改質器４を備えてもよい。改質器４を備えない場合は、燃料電池ユニット内で改質反応により水素含有ガスが生成される。このような例として、内部改質形の固体酸化物燃料電池が挙げられる。
【００３５】
燃料電池６は、いずれの種類であってもよい。燃料電池６として、例えば、高分子電解質形燃料電池、固体酸化物形燃料電池、および燐酸形燃料電池などを例示できる。
【００３６】
なお、燃料電池６が、固体酸化物形燃料電池の場合、水添脱硫器３、改質器４、燃料電池６、第１熱交換器５、加熱器８および第２熱交換器１３などを、図示しない断熱材を用いて燃料電池ユニットの筐体内に配置しても構わない。
【００３７】
燃料電池６は、燃料が供給される燃料極および空気が供給される空気極を備え、燃料極と空気極との間で発電反応を行って発電する燃料電池単セルを、複数枚、直列に接続してセルスタックを形成している。なお、燃料電池６は、更に直列接続したセルスタックを並列に接続させた構成としてもよい。
【００３８】
燃料電池６が固体酸化物形燃料電池の場合、燃料電池６を構成する燃料電池単セルとしては、例えば、イットリアをドープしたジルコニア（ＹＳＺ）、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、又は、ランタンガレート系の固体電解質を備える燃料電池単セルを用いることができる。例えば、燃料電池単セルが、ＹＳＺを備える場合、厚みにもよるが、約６００−９００℃の温度範囲で、燃料電池６の発電反応が行われる。
【００３９】
なお、原料は、メタンを主成分とする都市ガスおよび天然ガス、ＬＰＧなどの少なくとも炭素および水素から構成される有機化合物を含むものである。
【００４０】
また、燃料電池システム１００における改質反応（本実施形態では、改質器４の改質反応）は、いずれの形態であっても良い。改質反応として、例えば、水蒸気改質反応、オートサーマル反応および部分酸化反応などを例示できる。図１には示されていないが、各改質反応において必要となる機器は適宜設けられる。例えば、改質反応が水蒸気改質反応であれば、水蒸気を生成する蒸発器、および蒸発器に水を供給する水供給器などが設けられる。改質反応が、オートサーマル反応であれば、更に、空気を供給する空気供給器が設けられる。
【００４１】
改質器４の改質触媒としては、例えば、Ａｌ２Ｏ３（アルミナ）の球体表面にＮｉを含浸し、担持した触媒、Ａｌ２Ｏ３の球体表面にルテニウムを付与した触媒などを例示できる。
【００４２】
ここで、燃料電池システム１００の起動時は、改質器４において吸熱反応である水蒸気改質反応を行うには熱エネルギーが不足している。そこで、燃料電池システム１００の起動時は、改質水経路から蒸発器に水を供給させずに、改質器４に供給する空気を利用して、下記式（１）で表される部分酸化改質が行われ、改質ガス（水素含有ガス）および一酸化炭素ガスが生成される。
【００４３】
ＣｎＨｍ ＋ （ｎ／２）Ｏ２ → ｎ・ＣＯ ＋ （ｍ／２）Ｈ２（ｎ，ｍは任意の自然数）
・・・（１）
【００４４】
そして、これらの改質ガスおよび一酸化炭素ガスは、固体酸化物形の燃料電池６に供給され、燃料電池６において、空気とともに発電反応に利用される。
【００４５】
また、燃料電池システム１００の起動後、燃料電池６の発電が進行するにつれて、改質器４の温度が上昇する。すなわち、上記式（１）で表される部分酸化改質反応は発熱反応であること、および、燃料電池６のオフガスを燃焼する燃焼部（図示せず）からの排ガスの熱および燃焼部の輻射熱により、改質器４の温度が上昇する。そして、改質器４の温度が、例えば、４００℃以上に昇温すると、下記式（２）で表される水蒸気改質反応を並行して行うことが可能となる。
【００４６】
ＣｎＨｍ ＋ ｎ・Ｈ２Ｏ → ｎ・ＣＯ ＋（ｍ／２＋ ｎ）Ｈ２（ｎ，ｍは任意の自然数）
・・・（２）
【００４７】
水蒸気改質反応は、部分酸化改質反応と比較すると、同じ量の炭化水素（ＣｎＨｍ）から生成できる水素量が多い。よって、燃料電池６の発電反応に利用可能な改質ガス中の水素量が多くなる。つまり、水蒸気改質反応の方が、部分酸化改質反応に比べて効率よく改質ガスを生成できる。
【００４８】
一方、水蒸気改質反応は吸熱反応であるので、部分酸化改質反応による発熱、燃焼部の排ガスの熱、および燃焼部の輻射熱を利用し、水蒸気改質反応に必要な熱量を補いつつ、水蒸気改質反応を進行させる必要がある。そして、改質器４の温度が、例えば、６００℃以上になれば、水蒸気改質反応に必要な熱量を排ガスの熱および燃焼部の輻射熱だけで補うことが可能になり、改質器４における反応が水蒸気改質のみで行われる。
【００４９】
水添脱硫器３は、原料中の硫黄成分を除去する。硫黄化合物などの硫黄成分が除去された原料は、改質器４に送られる。水添脱硫器３の容器に水添脱硫剤が充填される。水添脱硫剤は、例えば、硫黄化合物を硫化水素に変換する機能と硫化水素を吸着する機能を共に有するＣｕＺｎ系触媒が用いられる。水添脱硫剤は、本例に限定されるものではなく、原料中の硫黄化合物を硫化水素に変換するＮｉＭｏ系触媒又はＣｏＭｏ系触媒と、その下流に配されて硫化水素を吸着除去する硫黄吸着剤であるＺｎＯ系触媒、又はＣｕＺｎ系触媒とで構成しても構わない。
【００５０】
また、図示しないリサイクル経路により、燃料電池６に送る改質ガスの一部を、水添反応用の水素として水添脱硫器３に流入する前の原料に供給しても構わない。
【００５１】
例えば、改質器４から燃料電池６への経路を途中（分岐部）で分岐させ、改質器４からの改質ガスの一部を原料に戻すためのリサイクル経路を設けても構わない。これにより、水添脱硫器３へと供給される原料に水素を添加することが可能となり、水添脱硫器３は、この水素を利用して前述の水添脱硫を行うことができる。
【００５２】
なお、改質器４から燃料電池６への経路とリサイクル経路との分岐部の近傍であって、かつ、リサイクル経路上に減圧部を設けても構わない。減圧部は、リサイクル経路内を流れる改質ガスの流量を調整するものであり、例えば、キャピラリチューブなどにより構成される。すなわち、減圧部は、キャピラリチューブなどにより流路を細くし圧力損失を大きくさせることで、リサイクル経路内を所望の流量だけ改質ガスが流れるように構成されている。また、このリサイクル経路の途中に凝縮器を設けても構わない。凝縮器を備える構成であると、リサイクル経路を流れる改質ガスが低温化したとき、この凝縮器により水分を回収することができる。よって、凝縮水によるリサイクル経路の流路閉塞などの可能性が低減する。
【００５３】
また、リサイクル経路と原料供給経路との接続箇所よりも下流であって、水添脱硫器３よりも上流の原料供給経路上に、原料供給器を配しても構わない。原料供給器は、改質器４へ供給する原料の流量を調整する機器であり、例えば、昇圧器と流量調整弁により構成されるが、これらのいずれか一方により構成されてもよい。昇圧器として、例えば、定容積型ポンプなどを例示できる。流量調整弁として、例えば、電磁弁などを例示できる。原料は、原料供給源から原料供給器に供給される。原料供給源は所定の供給圧を備える。原料供給源として、例えば、原料ボンベ、原料インフラなどを例示できる。
【００５４】
ここで、水添脱硫剤として、ＮｉＭｏ系触媒又はＣｏＭｏ系触媒と酸化亜鉛とを組み合わせた触媒を用いる場合、水添脱硫器３は、約３５０−４００℃の温度範囲で、原料中の硫黄化合物を水添分解する。そして、水添脱硫器３は、Ｈ２Ｓを約３５０−４００℃の温度範囲でＺｎＯに吸着させることで除去する。例えば、原料が都市ガスの場合、付臭剤として硫黄化合物であるジメチルスルフィド（dimethl sulfide；Ｃ２Ｈ６Ｓ，ＤＭＳ）が含まれる。このＤＭＳは、水添脱硫器３において、以下の反応式（式（１）、（２））によるＺｎＳの形、又は物理吸着の形で脱硫剤によって除去される。
【００５５】
Ｃ２Ｈ６Ｓ＋２Ｈ２→２ＣＨ４＋Ｈ２Ｓ・・・（１）
Ｈ２Ｓ＋ＺｎＯ→Ｈ２Ｏ＋ＺｎＳ・・・・・（２）
【００５６】
なお、上記付臭剤は、例示であって、本例に限定されない。付臭剤として、例えば、ＴＢＭ（Ｃ４Ｈ１０Ｓ）又はＴＨＴ（Ｃ４Ｈ８Ｓ）などの他の硫黄化合物を例示できる。
【００５７】
水添脱硫剤として、ＣｕＺｎ系触媒を用いる場合、約１５０−３５０℃が、水添脱硫器３による水添反応の適温の動作温度となる。このＣｕＺｎ系触媒は、水添脱硫の他、物理吸着の性能を備える。水添脱硫器３は、低温で主に物理吸着、高温で化学吸着（Ｈ２Ｓ＋ＺｎＯ→Ｈ２Ｏ＋ＺｎＳ）を行うことができる。この場合、水添脱硫器３を通過した原料中の硫黄含有量は、１ｖｏｌ ｐｐｂ（parts per billion）以下、通常は、０．１ｖｏｌ ｐｐｂ以下となる。
【００５８】
また、水添脱硫器３に、図示しない温度検知器を配しても構わない。温度検知器は、水添脱硫剤の温度を直接的又は間接的に検知できれば、どのような構成であっても構わない。例えば、水添脱硫器３の内部に温度検知器を設け、水添脱硫剤の温度を直接的に検知しても構わないし、水添脱硫剤の温度と相関する所定の箇所（例えば、水添脱硫器３に接続される配管など）に温度検知器を設け、水添脱硫剤の温度を間接的に検知しても構わない。温度検知器として、例えば、熱電対又はサーミスタなどを例示できる。そして、図示しない制御器は、上記の温度検知器の検知温度に基づいて、フィードバック制御を行っても構わない。例えば、燃焼部の異常又は燃料電池システム１００の低負荷時（低発電量時）には水添脱硫器３が過昇温となる場合がある。そこで、温度検出器をモニターすることで、予め定められた時間内に、温度検出器の検知温度が、所定の基準温度になるように発電用の空気の流量調整によるフィードバック制御を行い得る。これにより、水添脱硫器３の過昇温を適切に抑止できる。
【００５９】
制御器は、制御機能を有するものであれば、どのような構成であっても構わない。制御器は、例えば、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）とを備える。演算処理部としては、例えば、ＭＰＵ、ＣＰＵなどを例示できる。記憶部としては、例えば、メモリなどを例示できる。制御器は、集中制御が行われる単独の制御器で構成されていてもいいし、分散制御が行われる複数の制御器で構成されていてもいい。
【００６０】
第１熱交換器５は、空気が流れる空気経路１０と燃料電池６の加熱に用いた排ガスが流れる第１排ガス経路２０とを備え、空気と排ガスとが熱交換する。第１熱交換器５は、空気と排ガスとが熱交換できれば、どのような構成であっても構わない。例えば、第１熱交換器５は、空気および排ガスの流れが対向している対向流熱交換器でもいいし、両流体の流れが並行している並行流熱交換器でもいいし、両流体の流れが直交している直交流熱交換器でもいい。また、第１熱交換器５は、プレート式熱交換器でもいいし、多管式熱交換器でもいい。
【００６１】
第２熱交換器１３は、上記空気経路１０と排ガスが流れる第２排ガス経路２１とを備え、空気と排ガスとが熱交換する。第２熱交換器１３は、空気と排ガスとが熱交換できれば、どのような構成であっても構わない。例えば、第２熱交換器１３は、空気および排ガスの流れが対向している対向流熱交換器でもいいし、両流体の流れが並行している並行流熱交換器でもいいし、両流体の流れが直交している直交流熱交換器でもいい。また、第２熱交換器１３は、プレート式熱交換器でもいいし、多管式熱交換器でもいい。
【００６２】
なお、図示を省略しているが、燃料電池システム１００は、燃料電池ユニット外から空気経路１０を介して第２熱交換器１３に空気を供給する空気供給器を備える。空気供給器は、燃料電池６の発電に用いる空気（発電用の空気）の流量を調整する機器である。空気供給器は、例えば、昇圧器と流量計などから構成されていても構わない。昇圧器として、例えば、ポンプなどを例示できる。ポンプとして、例えば、電磁駆動式のダイアフラムポンプなどを例示できる。また、流量計として、例えば、熱量式センサーなどを例示できる。
【００６３】
加熱器８は、排ガスを用いて水添脱硫器３を加熱する。具体的には、燃料電池６のオフガスを燃焼する燃焼部からの排ガスを用いて水添脱硫器３が加熱される。加熱器８は、排ガスを用いて水添脱硫器３を加熱できれば、どのような構成であっても構わない。加熱器８として、例えば、水添脱硫器３（原料ガス）と排ガスとの熱交換が行われる熱交換器などを例示できる。
【００６４】
ここで、図１に示すように、本実施形態の燃料電池システム１００では、排ガスは、第１熱交換器５の第１排ガス経路２０、加熱器８および第２熱交換器１３の第２排ガス経路２１をこの順に流れている。具体的には、図１に示すように、燃焼部からの排ガスは、第１排ガス経路２０を通じて第１熱交換器５を流通した後、第１排ガス経路２０からの排ガスが加熱器８に流入する。加熱器８からの排ガスは、第２排ガス経路２１を通じて第２熱交換器１３を流通した後、燃料電池ユニット外へ排出される。
【００６５】
また、燃料電池ユニット外からの空気は、第２熱交換器１３の空気経路１０、第１熱交換器５の空気経路１０および燃料電池６をこの順に流れている。
【００６６】
以上により、本実施形態の燃料電池システム１００は、水添脱硫器３を排ガスで加熱する場合において、従来に比べ、水添脱硫器３の適切な温度制御を行い得る。また、本実施形態の燃料電池システム１００は、従来に比べ、排ガスの熱回収効率を向上し得る。例えば、第１熱交換器５において、第２熱交換器１３からの空気を更に加熱できるとともに、加熱器８を流れる排ガスの温度を、水添脱硫器３での水添反応に適した温度範囲にまで低下できる。また、第２熱交換器１３において、水添脱硫器３からの排ガスを用いて、燃料電池ユニット外からの低温の空気を予熱できる。
【００６７】
また、図１に示すように、本実施形態の燃料電池システム１００では、第１熱交換器５と第２熱交換器１３と、が一体的に構成されている。具体的には、第１熱交換器５および第２熱交換器１３において、空気経路１０を形成する部材が共通化されている。また、第１熱交換器５および第２熱交換器１３において、第１排ガス経路２０、第２排ガス経路２１および空気経路１０はそれぞれ、隣接して配置されている。なお、このような第１熱交換器５と第２熱交換器１３との一体的な構成は、第１熱交換器５、第２熱交換器１３および加熱器８のそれぞれを接続する部材（例えば、配管など）の個数および流路長を削減することを意図しており、第１熱交換器５の第１排ガス経路２０と第２熱交換器１３の第２排ガス経路２１との間に、適宜の断熱構成を設けることを妨げるものではない。両者を流れる排ガスが持っている熱が交換しにくくなる断熱構成については、第２実施形態で説明する。
【００６８】
第１熱交換器５と第２熱交換器１３とを一体的に構成することで、第１熱交換器５、第２熱交換器１３および加熱器８をそれぞれ接続する部材（例えば、配管など）の個数および流路長を削減できる。例えば、本実施形態では、第１熱交換器５および第２熱交換器１３の空気経路１０を形成する部材を共通にすることで、第１熱交換器５の空気経路１０と第２熱交換器１３の空気経路１０とを接続する配管などが不要となる。また、第１熱交換器５と加熱器８との間の第１排ガス経路２０および第２熱交換器１３と加熱器８との間の第２排ガス経路２１の引き回しが容易となり、これらの第１排ガス経路２０および第２排ガス経路２１の流路長の短縮化が可能となる。また、第１熱交換器５と第２熱交換器１３とを一体的に構成することで燃料電池システム１００を小型化できるので、燃料電池システム１００の筐体の伝熱面積を減らせる。
【００６９】
以上により、本実施形態の燃料電池システム１００は、図９の燃料電池システム１００に比べ、上記各部材からの放熱を抑制できる。よって、燃料電池システム１００の発電効率を向上できる。更に、燃料電池システム１００の放熱を抑制できることから、燃料電池システム１００の熱バランスが取りやすくなる。
【００７０】
また、第１熱交換器５、第２熱交換器１３および加熱器８をそれぞれ接続する部材（例えば、配管など）の個数および流路長を削減、および燃料電池システム１００の小型化などにより、燃料電池システム１００の製造コストを低減できる。
【００７１】
［動作］
以下、本実施形態の燃料電池システム１００の動作の一例について図１を参照しながら説明する。なお、以下の動作は、制御器の制御プログラムで行われても構わない。
【００７２】
本実施形態の燃料電池システム１００では、水添脱硫器３を加熱する加熱器８を設けることにより、高温の排ガスによって水添脱硫器３を水添反応に適した温度まで加熱できる構成となっている。よって、ここでは、燃焼部からの排ガスの流れおよび熱移動について詳しく説明する。
【００７３】
燃焼部からの排ガスの流量およびその温度については、固体酸化物形の燃料電池６における改質ガスおよび空気（発電用の空気）の燃料利用率（燃料として燃料電池６の発電反応で消費される割合）を調整することにより、制御することが可能である。
【００７４】
例えば、燃焼部の温度範囲を、約６００−９００℃になるように、燃料電池６における改質ガスおよび空気の燃料利用率を設定する。
【００７５】
このように温度範囲が設定された燃焼部において、未利用の改質ガスと発電用の空気との燃焼が行われ、排ガスが生成される。排ガスは、改質器４および改質水を蒸発する蒸発器などを加熱に用いられ、排ガスの熱の一部が消費される。
【００７６】
次に、排ガスは、第１熱交換器５の加熱流体として、第１排ガス経路２０を通じて第１熱交換器５に流入する。このとき、第１熱交換器５において、燃料電池６の発電に用いる空気（発電用の空気）と排ガスと、が熱交換する。これにより、排ガスは、熱が更に奪われ、排ガスの温度は、水添脱硫器３の水添反応に適した温度範囲まで低下する。そして、排ガスは、第１排ガス経路２０を通じて加熱器８へ流入する。つまり、燃焼部の排ガスの温度は、例えば、約６００℃−９００℃と高温である。しかし、排ガスを用いて、改質器４および蒸発器を加熱するとともに、第１熱交換器５において発電用の空気と熱交換させることで、加熱器８に到達するまでに排ガスの温度は適温にまで冷却できる。特に、燃料電池６を用いて、例えば、１ｋＷの発電を行う場合、５０Ｌ／ｍｉｎ以上の空気を外気温から約４００−８００℃になるまで加熱する必要があるため、第１熱交換器５では大量の熱量が必要となる。そこで、空気加熱に必要な熱を排ガスの熱によって賄うことができる。
【００７７】
このようにして、排ガスの温度は、燃焼部での排ガスの流量と温度、改質器４および蒸発器に吸熱される熱量、および、第１熱交換器５に吸熱される熱量などを考慮して所望の値となるように制御されている。
【００７８】
水添脱硫器３は、加熱器８に適温の排ガスを流すことで加熱される。水添脱硫器３の水添脱硫剤として、ＣｕＺｎ系触媒を用いる場合、加熱器８の排ガスの温度は、約１５０−３５０℃になるように、燃焼部での排ガスの流量および温度、改質器４および蒸発器で吸熱される熱量、第１熱交換器５で吸熱される熱量などが制御される。水添脱硫器３の水添脱硫剤として、Ｎｉ−Ｍｏ系又はＣｏ−Ｍｏ系触媒と酸化亜鉛とを組み合わせた触媒を用いる場合、加熱器８の排ガスの温度は、約３５０−４５０℃になるように、燃焼部での排ガスの流量および温度、改質器４および蒸発器で吸熱される熱量、第１熱交換器５で吸熱される熱量などが制御される。以上により、水添脱硫器３は、水添反応に適した温度に温度制御される。
【００７９】
加熱器８を通過した排ガスは、第２熱交換器１３の加熱流体として、第２排ガス経路２１を通じて第２熱交換器１３に流入する。このとき、第２熱交換器１３において、燃料電池ユニット外からの発電用の空気と排ガスと、が熱交換する。これにより、低温の発電用の空気を予熱できる。例えば、排ガスの温度が、約１５０℃−２００℃になるように、排ガスから熱が更に奪われ、燃料電池ユニット外に排出される。なお、燃料電池ユニット外に排出した排ガスの熱を水との熱交換で回収し、熱回収が行われた水を貯湯タンクに貯えても構わない。
【００８０】
以上により、本実施形態の燃料電池システム１００は、水添脱硫器３を排ガスで加熱する場合において、従来に比べ、水添脱硫器３の適切な温度制御を行い得る。また、本実施形態の燃料電池システム１００は、従来に比べ、排ガスの熱回収効率を向上し得る。
【００８１】
（第１実施例）
第１実施形態の第１実施例の燃料電池システムは、第１実施形態の燃料電池システムにおいて、第１熱交換器および第２熱交換器は、直交流熱交換器である。
【００８２】
かかる構成により、第１熱交換器および第２熱交換器は、並行流熱交換器を用いる場合に比べ、熱交換の性能が向上する。
【００８３】
本実施例の燃料電池システムは、上記の特徴以外は、第１実施形態の燃料電池システムと同様に構成してもよい。
【００８４】
［装置構成］
図２は、第１実施形態の第１実施例の燃料電池システムの熱交換器の一例を示す図である。なお、図２では、便宜上、第１熱交換器５Ａおよび第２熱交換器１３Ａの空気経路１０と、第１熱交換器５Ａの第１排ガス経路２０および第２熱交換器１３Ａの第２排ガス経路２１と、を分割して図示している。
【００８５】
図２に示すように、第１排ガス経路２０の排ガスおよび第２排ガス経路２１の排ガスはそれぞれ、分散部３０および分散部３１において整流されて左右方向に流れる。一方、空気経路１０の空気は、分散部３２において整流されて、左右方向に直交する上下方向に流れる。つまり、第１熱交換器５Ａおよび第２熱交換器１３Ｂは、空気および排ガスの流れが直交している直交流熱交換器である。
【００８６】
以上により、第１熱交換器５Ａおよび第２熱交換器１３Ａは、並行流熱交換器を用いる場合に比べ、熱交換の性能が向上する。
【００８７】
（第２実施例）
第１実施形態の第２実施例の燃料電池システムは、第１実施形態の燃料電池システムにおいて、第１熱交換器および第２熱交換器は、プレート式熱交換器である。
【００８８】
これにより、第１熱交換器および第２熱交換器は、例えば、二重管式熱交換器などを用いる場合に比べ、熱交換の性能が向上し、コンパクトに構成できる。よって、これらの第１熱交換器および第２熱交換器を小型高効率で一体的に構成できる。
【００８９】
本実施例の燃料電池システムは、上記の特徴以外は、第１実施形態の燃料電池システムと同様に構成してもよい。
【００９０】
［装置構成］
図３は、第１実施形態の第２実施例の燃料電池システムの熱交換器の一例を示す図である。なお、図３の上段の図は、熱交換器の側面図であり、下段の図は、熱交換器の上面図である。
【００９１】
図３に示すように、矩形の筐体４０内に、排ガスと空気とが流入出する。また、筐体４０内は、第１熱交換器５Ｂおよび第２熱交換器１３Ｂが一体に収容されている。具体的には、第１熱交換器５Ｂおよび第２熱交換器１３Ｂは、波形にプレスされた排ガス用伝熱プレート（図示せず）と、空気用伝熱プレート（図示せず）とを、ガスケットを介して交互に重ね合わせて組立てられている。つまり、第１熱交換器５Ｂおよび第２熱交換器１３Ｂは、プレート式熱交換器である。
【００９２】
以上により、第１熱交換器５Ｂおよび第２熱交換器１３Ｂは、例えば、二重管式熱交換器などを用いる場合に比べ、熱交換の性能が向上し、コンパクトに構成できる。よって、これらの第１熱交換器５Ｂおよび第２熱交換器１３Ｂを小型高効率で一体的に構成できる。
【００９３】
（第２実施形態）
第２実施形態の燃料電池システムは、第１実施形態、第１実施形態の第１実施例および第１実施形態の第２実施例のいずれかの燃料電池システムにおいて、第１熱交換器の第１排ガス経路と第２熱交換器の第２排ガス経路との間が断熱されている。例えば、第１排ガス経路と第２排ガス経路との間に空間が形成されている。
【００９４】
第１熱交換器の第１排ガス経路と第２熱交換器の第２排ガス経路とを断熱に構成することで、両排ガス経路間の熱移動を低減できる。よって、このような断熱構成を取らない場合に比べ、熱交換の性能が向上する。
【００９５】
本実施形態の燃料電池システムは、上記の特徴以外は、第１実施形態、第１実施形態の第１実施例および第１実施形態の第２実施例のいずれかの燃料電池システムと同様に構成してもよい。
【００９６】
［装置構成］
図４は、第２実施形態の燃料電池システムの一例を示す図である。
【００９７】
図４に示すように、燃料電池システム１００は、燃料電池６と、改質器４と、水添脱硫器３と、加熱器８と、空気経路１０と、第１排ガス経路２０と、第１熱交換器５と、第２排ガス経路２１と、第２熱交換器１３と、断熱空気層２９と、を備える。燃料電池６、改質器４、水添脱硫器３、加熱器８、空気経路１０、第１排ガス経路２０、第１熱交換器５、第２排ガス経路２１および第２熱交換器１３については第１実施形態と同様であるので説明を省略する。
【００９８】
本実施形態の燃料電池システム１００は、第１熱交換器５の第１排ガス経路２０と第２熱交換器１３の第２排ガス経路２１との間が断熱されている。燃料電池システム１００は、第１排ガス経路２０と第２排ガス経路２１との間を断熱できれば、どのような構成であっても構わない。本実施形態では、図４に示すように、第１排ガス経路２０と第２排ガス経路２１との間に空間を形成している。これにより、両排ガス経路２０、２１の間を断熱空気層２９として構成している。また、この空間にセラミックなどの適宜の断熱材を設けても構わない。
【００９９】
第１熱交換器５の第１排ガス経路２０を流れる排ガスの温度は、第２熱交換器１３の第２排ガス経路２１を流れる排ガスの温度に比べて高い。
【０１００】
そこで、上記の如く、第１熱交換器５の第１排ガス経路２０と第２熱交換器１３の第２排ガス経路２１とを断熱に構成することで、両排ガス経路２０、２１間の熱移動を低減できる。よって、このような断熱構成を取らない場合に比べ、熱交換の性能が向上する。
【０１０１】
なお、図４では、第１実施形態（図１）の第１熱交換器５の第１排ガス経路２０と第２熱交換器１３の第２排ガス経路２１との間を断熱する例を示しているが、これに限らない。
【０１０２】
第１実施形態の第１実施例（図２）の第１熱交換器５Ａの第１排ガス経路２０と第２熱交換器１３Ａの第２排ガス経路２１との間を断熱してもいいし、第１実施形態の第２実施例（図３）の第１熱交換器５Ｂの第１排ガス経路２０と第２熱交換器１３Ｂの第２排ガス経路２１との間を断熱してもいい。これらの熱交換器は、両排ガス経路を断熱すると、上記のとおり、このような断熱構成を取らない場合に比べ、熱交換の性能が向上する。
【０１０３】
（第３実施形態）
第３実施形態の燃料電池システムは、第１実施形態又は第２実施形態の燃料電池システムにおいて、空気経路を形成する円筒体は、第１排ガス経路を形成する円筒体、および第２排ガス経路を形成する円筒体と同心状に構成されている。
【０１０４】
第１熱交換器および第２熱交換器を円筒形に構成することで、第１熱交換器および第２熱交換器の伝熱領域を円周全域に亘り確保できる。よって、第１熱交換器および第２熱交換器を高効率化に構成できる。また、燃料電池システムの表面積を小さくでき、燃料電池システムを小型に構成できる。よって、燃料電池システムの一層の小型高効率化を実現できる。
【０１０５】
本実施形態の燃料電池システムは、上記の特徴以外は、第１実施形態又は第２実施形態の燃料電池システムと同様に構成してもよい。
【０１０６】
［装置構成］
図５Ａおよび図５Ｂは、第３実施形態の燃料電池システムの熱交換器の一例を示す図である。なお、図５Ａおよび図５Ｂの下段の図は、上段の上面図のＣ−Ｃ断面図である。
【０１０７】
図５Ａに示す例では、第１熱交換器１０５Ａおよび第２熱交換器１１３Ａの空気経路を形成する円筒体１０Ａは、中心軸２００を中心に、第１熱交換器１０５Ａの第１排ガス経路を形成する円筒体２０Ａ、および第２熱交換器１１３Ａの第２排ガス経路を形成する円筒体２１Ａと同心状に構成されている。
【０１０８】
また、図５Ａでは、円筒体２０Ａおよび円筒体２１Ａが、円筒体１０Ａを覆うように外側に設けられている。そして、これらの円筒体２０Ａおよび円筒体２１Ａの外面は、図示しない断熱材で覆われる。なお、円筒体１０Ａの端部からの空気は、図示しない配管を介して円筒体２０Ａおよび円筒体２１Ａ内の燃料電池（図示せず）に送られる。
【０１０９】
また、図５Ｂに示す例では、第１熱交換器１０５Ｂおよび第２熱交換器１１３Ｂの空気経路を形成する円筒体１０Ｂは、中心軸２００を中心に、第１熱交換器１０５Ｂの第１排ガス経路を形成する円筒体２０Ｂ、および第２熱交換器１１３Ｂの第２排ガス経路を形成する円筒体２１Ｂと同心状に構成されている。
【０１１０】
また、図５Ｂでは、円筒体１０Ｂが、円筒体２０Ｂおよび円筒体２１Ｂを覆うように外側に設けられている。そして、この円筒体１０Ｂの外面は、図示しない断熱材で覆われる。なお、円筒体１０Ｂの端部からの空気は、図示しない配管を介して円筒体１０Ｂ内の燃料電池（図示せず）に送られる。
【０１１１】
以上により、第１熱交換器１０５Ａ、１０５Ｂおよび第２熱交換器１１３Ａ、１１３Ｂを円筒形に構成することで、第１熱交換器１０５Ａ、１０５Ｂおよび第２熱交換器１１３Ａ、１１３Ｂの伝熱領域を円周全域に亘り確保できる。よって、第１熱交換器１０５Ａ、１０５Ｂおよび第２熱交換器１１３Ａ、１１３Ｂを高効率化に構成できる。また、燃料電池システムの表面積を小さくでき、燃料電池システムを小型に構成できる。よって、燃料電池システムの一層の小型高効率化を実現できる。
【０１１２】
また、円筒体２０Ｂおよび円筒体２１Ｂを流れる排ガスの温度は、円筒体１０Ｂを流れる空気の温度よりも高い。よって、図５Ｂの第１熱交換器１０５Ｂおよび第２熱交換器１１３Ｂは、図５Ａの第１熱交換器１０５Ａおよび第２熱交換器１１３Ａに場合に比べ、燃料電池システム外への排ガスの放熱を抑制できる。
【０１１３】
一方、第２実施形態で説明したとおり、円筒体２０Ａと円筒体２１Ａとを、図５Ａに示すように、断熱空気層２９などを介して断熱する方が好ましい。図５Ａに示す例では、円筒体２０Ａおよび円筒体２１Ａを、円筒体１０Ａの外側に設けているので、円筒体２０Ａおよび円筒体２１Ａを断熱配置することを容易に行うことができる。つまり、図５Ａの第１熱交換器１０５Ａおよび第２熱交換器１１３Ａは、図５Ｂの第１熱交換器１０５Ｂおよび第２熱交換器１１３Ｂに比べ、製造が容易である。
【産業上の利用可能性】
【０１１４】
本発明の一態様は、水添脱硫器を排ガスで加熱する場合において、従来に比べ、水添脱硫器の適切な温度制御を行い得る。よって、本発明の一態様は、例えば、燃料電池システムに利用できる。
【符号の説明】
【０１１５】
３  水添脱硫器
４  改質器
５  第１熱交換器
６  燃料電池
８  加熱器
１０  空気経路
１３  第２熱交換器
２０  第１排ガス経路
２１  第２排ガス経路
２９  断熱空気層
１００  燃料電池システム
【図１】
2016100183.tif 000003
【図２】
2016100183.tif 000004
【図３】
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【図４】
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【図５Ａ】
2016100183.tif 000007
【図５Ｂ】
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【図６】
2016100183.tif 000009
【図７】
2016100183.tif 000010
【図８】
2016100183.tif 000011
【図９】
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