JP2010168242A - Hydrogen generator and fuel cell system equipped with the same - Google Patents

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Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To solve a problem wherein cooling operation in stopping process of a hydrogen generator is not optimized so as to be performed in accordance with the situation in the case the stopping process is performed. <P>SOLUTION: The hydrogen generator is equipped with a reformer 16, a combustor 102a, a combustion air feeder 117, a controller 110 and a stopping operation device 120, wherein the combustion air feeder 117 cools the combustor 102a by feeding combustion air to the combustor 102a in stopping process and the controller 110 controls the combustion air feeder 117 so as to increase the amount of cooling the hydrogen generator 102 in stopping process by input operation to the stopping operation device 120 by an operator more than the amount of cooling the hydrogen generator 102 in usual stopping process. <P>COPYRIGHT: (C)2010,JPO&INPIT

Description

本発明は、水素生成装置及びそれを備える燃料電池システムに関し、特に、水素生成装置の異常を検知した場合に停止処理を行うものに関する。   The present invention relates to a hydrogen generator and a fuel cell system including the same, and more particularly to an apparatus that performs a stop process when an abnormality of the hydrogen generator is detected.

従来から、高効率な小規模発電が可能である燃料電池システムは、発電の際に発生する熱エネルギーを利用するためのシステム構築が容易であるため、高いエネルギー利用効率を実現可能な分散型の発電システムとして開発が進められている。燃料電池システムでは、外部から燃料ガス（水素ガス）と酸化剤ガスを燃料電池に供給して、この供給された燃料ガスと酸化剤ガスとの電気化学反応により発電を行うとともに、反応により生じた熱を回収して湯水として貯湯槽に貯え、この湯水を外部への熱供給に有効利用するシステムである。   Conventionally, a fuel cell system capable of high-efficiency small-scale power generation is easy to build a system for using thermal energy generated during power generation. Development is progressing as a power generation system. In the fuel cell system, fuel gas (hydrogen gas) and oxidant gas are supplied from the outside to the fuel cell, and electric power is generated by an electrochemical reaction between the supplied fuel gas and oxidant gas, and is generated by the reaction. This system recovers heat and stores it as hot water in a hot water storage tank, and effectively uses this hot water to supply heat to the outside.

このような燃料電池システムにおいて、発電時に用いられる水素ガスは、その供給設備が一般的なインフラとして整備がされていないため、例えば都市ガス、ＬＰＧ等の既存のインフラから得られる原料を改質器にて水蒸気改質反応させて、水素を含有する改質ガスを生成し、改質ガス中に含まれる一酸化炭素を変成器及び浄化器で充分に低減して、燃料ガスを生成する水素生成装置を、燃料電池に併設することが一般的である。   In such a fuel cell system, the hydrogen gas used for power generation is not provided with a general infrastructure for its supply facilities. For example, a raw material obtained from existing infrastructure such as city gas and LPG is used as a reformer. Steam reforming reaction to produce hydrogen-containing reformed gas, carbon monoxide contained in the reformed gas is sufficiently reduced by a transformer and purifier, and hydrogen production to produce fuel gas In general, the apparatus is provided in the fuel cell.

ところで、水素生成装置の停止処理において、水素生成装置を封止し、改質触媒を加熱するためのバーナに燃焼空気を供給するバーナブロアからの空気を燃料電池の運転時よりも多く供給することで改質触媒を速やかに強制冷却する水素生成装置が提案されている（例えば、特許文献１参照）
また、同様に水素生成装置の停止処理において、原料ガス及び水蒸気の供給を継続して、改質反応の吸熱反応を進行させる冷却動作と燃焼ファンの回転数を通常運転時よりも上げて、過剰な空気を含む排ガスにより空冷する冷却動作とを共に実行し、原料ガスのみによるパージ動作を実行しても炭素が析出しない温度にまで速やかに低下させる水素生成装置が提案されている（例えば、特許文献２参照）。
特開平２−１３２７７０号公報 特開２００５−１６２５８０号公報 By the way, in the stop process of the hydrogen generator, the hydrogen generator is sealed, and more air is supplied from the burner blower that supplies the combustion air to the burner for heating the reforming catalyst than during the operation of the fuel cell. A hydrogen generator that forcibly cools the reforming catalyst has been proposed (see, for example, Patent Document 1).
Similarly, in the shutdown process of the hydrogen generator, the supply of raw material gas and water vapor is continued, the cooling operation to advance the endothermic reaction of the reforming reaction, and the rotational speed of the combustion fan are increased compared to the normal operation, and the excess A hydrogen generation apparatus has been proposed in which both a cooling operation for air cooling with exhaust gas containing fresh air is performed, and the temperature is rapidly reduced to a temperature at which carbon does not precipitate even when a purge operation using only a raw material gas is performed (for example, patents). Reference 2).
Japanese Patent Laid-Open No. 2-132770 JP 2005-162580 A

しかしながら、上記特許文献１及び特許文献２に開示された水素生成装置のような停止処理中における冷却動作は、メンテナンス作業のため水素生成装置を停止させる場合とメンテナンスを必要としない通常の停止の場合とのそれぞれの状況に応じたものとして最適化されていない。   However, the cooling operation during the stop process such as the hydrogen generator disclosed in Patent Document 1 and Patent Document 2 is a case of stopping the hydrogen generator for maintenance work and a case of normal stop that does not require maintenance. It is not optimized for each situation.

本発明は、以上の課題を鑑みてなされたものであり、停止処理を実行する場合の状況に応じて水素生成装置の冷却動作が実行される水素生成装置を提供することを目的とする。   The present invention has been made in view of the above problems, and an object of the present invention is to provide a hydrogen generator in which the cooling operation of the hydrogen generator is executed in accordance with the situation when the stop process is executed.

上記従来の課題を解決するために、本発明に係る水素生成装置は、原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と、前記改質器を加熱する燃焼器と、前記燃焼器に燃焼空気を供給する燃焼空気供給器と、制御器と、を備える水素生成装置であって、操作者の入力操作により前記水素生成装置の運転を停止させるための停止操作器を備え、前記制御器は、通常の停止処理における前記水素生成装置の冷却量よりも、操作者による前記停止操作器への入力操作による停止処理（以下、入力操作による停止処理）における前記水素生成装置の冷却量の方が多くなるように前記燃焼空気供給器を制御する。   In order to solve the above conventional problems, a hydrogen generator according to the present invention includes a reformer that generates a hydrogen-containing gas by a reforming reaction using raw materials, a combustor that heats the reformer, A hydrogen generator comprising a combustion air supplier for supplying combustion air to a combustor, and a controller, comprising a stop operator for stopping the operation of the hydrogen generator by an input operation by an operator, The controller cools the hydrogen generator in a stop process (hereinafter referred to as a stop process by an input operation) by an input operation to the stop controller by an operator rather than a cooling amount of the hydrogen generator in a normal stop process. The combustion air supplier is controlled so that the amount is larger.

これにより、操作者の停止操作器への入力操作により水素生成装置の運転を停止させた場合、通常の停止処理の場合よりも水素生成装置の冷却量が増加するため、水素生成装置の低温化が促進され、メンテナンス作業をより速やかに着手することが可能になる。   As a result, when the operation of the hydrogen generator is stopped by the operator's input operation to the stop operation device, the cooling amount of the hydrogen generator increases compared to the normal stop process, so the temperature of the hydrogen generator is lowered. Is promoted, and the maintenance work can be started more quickly.

また、本発明に係る水素生成装置では、前記制御器は、前記通常の停止処理を行う場合における前記燃焼器の冷却量よりも、前記入力操作による停止処理における前記水素生成装置の冷却量の方が多くなるように、前記燃焼空気供給器の動作時間及び操作量の少なくともいずれかを制御してもよい。   Further, in the hydrogen generator according to the present invention, the controller is configured so that the cooling amount of the hydrogen generator in the stop process by the input operation is more than the cooling amount of the combustor in the case of performing the normal stop process. So that at least one of the operation time and the operation amount of the combustion air supply device may be controlled.

また、本発明に係る水素生成装置では、前記制御器は、前記通常の停止処理における前記燃焼空気供給器の操作量よりも、前記入力操作による停止処理における前記燃焼空気供給器の操作量を増加させるように制御することで前記水素生成装置の冷却量を増加させるように構成されていてもよい。   In the hydrogen generator according to the present invention, the controller increases the operation amount of the combustion air supplier in the stop process by the input operation, more than the operation amount of the combustion air supplier in the normal stop process. It may be configured to increase the cooling amount of the hydrogen generation device by controlling so as to cause the hydrogen generation device to control.

また、本発明に係る水素生成装置では、前記制御器は、前記制御器は、前記通常の停止処理における前記燃焼空気供給器の動作時間よりも、前記入力操作による停止処理における前記燃焼空気供給器の動作時間を増加させるように制御することで前記燃焼器の冷却量を増加させるように構成されていてもよい。   Moreover, in the hydrogen generator according to the present invention, the controller is configured such that the controller is more operative than the operation time of the combustion air supplier in the normal stop process, and the combustion air supplier in the stop process by the input operation. It may be configured to increase the amount of cooling of the combustor by controlling so as to increase the operation time.

また、本発明に係る水素生成装置では、前記制御器は、前記通常の停止処理完了時における前記水素生成装置の温度よりも、前記入力操作による停止処理完了時の前記水素生成装置の温度の方が低くなるように前記燃焼空気供給器を制御してもよい。   In the hydrogen generator according to the present invention, the controller may be configured such that the temperature of the hydrogen generator when the stop process is completed by the input operation is greater than the temperature of the hydrogen generator when the normal stop process is completed. The combustion air supply device may be controlled so as to be low.

また、本発明に係る水素生成装置では、前記制御器は、前記入力操作による停止処理の場合よりも前記通常の停止処理の場合の方が、前記水素生成装置の温度が高い状態で、前記水素生成装置の起動処理を許可するように構成されていてもよい。   Further, in the hydrogen generator according to the present invention, the controller is configured so that the hydrogen generator has a higher temperature in the normal stop process than in the stop process by the input operation. You may be comprised so that the starting process of a production | generation apparatus may be permitted.

また、本発明に係る水素生成装置では、前記制御器は、前記入力操作による停止処理において前記燃焼空気供給器の操作量を、前記水素生成装置の定格運転時の前記燃焼空気供給器の操作量よりも大きい所定の操作量以上に強制的に増加させるように前記燃焼空気供給器を制御してもよい。   Further, in the hydrogen generator according to the present invention, the controller uses the operation amount of the combustion air supplier in the stop process by the input operation, and the operation amount of the combustion air supplier during a rated operation of the hydrogen generator. The combustion air supply device may be controlled so as to be forcibly increased to a predetermined operation amount that is greater than a predetermined value.

さらに、本発明に係る水素生成装置では、前記改質器を含むガス流路を閉空間とするための封止器を備え、前記水素生成装置は、前記封止器により形成された前記閉空間内の圧力が低下すると、前記封止器を開放して、前記ガス流路内にガスを補給する補圧処理を実行するよう構成されており、前記制御器は、前記通常の停止処理よりも前記入力操作による停止処理の方が、前記補圧処理の頻度を増加させるように構成されていてもよい。   Furthermore, in the hydrogen generator according to the present invention, the hydrogen generator includes a sealer for making a gas flow path including the reformer a closed space, and the hydrogen generator is the closed space formed by the sealer. When the internal pressure decreases, the sealing device is opened to perform a supplementary pressure process for supplying gas into the gas flow path, and the controller is more effective than the normal stop process. The stop process by the input operation may be configured to increase the frequency of the pressure compensation process.

また、本発明に係る燃料電池システムは、水素生成装置と、前記水素生成装置より供給される水素含有ガスを用いて発電する燃料電池と、を備える。   The fuel cell system according to the present invention includes a hydrogen generator and a fuel cell that generates power using a hydrogen-containing gas supplied from the hydrogen generator.

本発明に係る水素生成装置及びそれを備える燃料電池システムによれば、メンテナンス作業が必要な場合において、操作者が停止操作器に入力操作して水素生成装置の運転を停止させることで、より速やかに水素生成装置のメンテナンス作業に着手することが可能になる。   According to the hydrogen generator and the fuel cell system including the hydrogen generator according to the present invention, when maintenance work is required, an operator inputs the stop operation device to stop the operation of the hydrogen generator more quickly. In addition, maintenance work on the hydrogen generator can be started.

以下、本発明の好ましい実施の形態を、図面を参照しながら説明する。なお、全ての図面において、同一または相当部分には同一符号を付し、重複する説明は省略する場合がある。   Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. In all the drawings, the same or corresponding parts are denoted by the same reference numerals, and redundant description may be omitted.

（実施の形態１）
［水素生成装置の構成］
図１は、本発明の実施の形態１に係る水素生成装置の概略構成を示す模式図である。なお、図１においては、水素生成装置における上下方向を図における上下方向として表し、また、その一部を省略している。 (Embodiment 1)
[Configuration of hydrogen generator]
FIG. 1 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a hydrogen generator according to Embodiment 1 of the present invention. In addition, in FIG. 1, the up-down direction in a hydrogen generator is represented as the up-down direction in a figure, and the one part is abbreviate | omitted.

図１に示すように、本発明の実施の形態１に係る水素生成装置１０２は、燃焼空気供給器１１７、原料ガス供給器（原料供給器）１１２、水供給器１０５、酸化用空気供給器１１６、制御器１１０、リモコン１２０、ハウジングからなるパッケージ１１１、及び各検知器１４０〜１４５を備えており、使用者がリモコン１２０を操作することにより、水素生成装置１０２の運転開始及び運転停止を行うことができるように構成されている。パッケージ１１１内部には、水素生成装置１０２等の各機器が収納されている。なお、上記異常判定器１１０ａは、異常検知器を構成するものであり、各検知器（例えば、温度検知器）の検出値に基づき各種異常を判定する。ただし、各検知器の故障については、異常判定器１１０ａが、異常検知器として機能し、上記検知器の故障と異なる異常については、異常判定器１１０ａと当該異常を判定する際の判定対象となる検出値を出力する検知器とが異常検知器として機能する。また、本実施の形態１においては、リモコン１２０が、停止操作器を構成する。リモコン１２０を用いた運転停止のための入力操作としては、例えば、リモコン１２０に設けられた運転停止指令用のボタンを操作者が押下する形態や、リモコン１２０を操作することで、運転停止入力用の画面が表示され、この状態で運転停止の確定入力をボタン操作または画面上でのタッチ操作により行う形態等が挙げられる。   As shown in FIG. 1, the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1 of the present invention includes a combustion air supply device 117, a raw material gas supply device (raw material supply device) 112, a water supply device 105, and an oxidizing air supply device 116. , A controller 110, a remote controller 120, a housing package 111, and detectors 140 to 145, and the user operates the remote controller 120 to start and stop the operation of the hydrogen generator 102. It is configured to be able to. Each device such as the hydrogen generator 102 is accommodated in the package 111. The abnormality determiner 110a constitutes an abnormality detector, and determines various abnormalities based on the detection value of each detector (for example, a temperature detector). However, the abnormality determiner 110a functions as an abnormality detector for the failure of each detector, and an abnormality different from the failure of the detector is a determination target when determining the abnormality with the abnormality determiner 110a. The detector that outputs the detection value functions as an abnormality detector. Moreover, in this Embodiment 1, the remote control 120 comprises a stop operating device. As an input operation for stopping operation using the remote controller 120, for example, a mode in which an operator presses a button for stopping operation provided on the remote controller 120, or for operating stop input by operating the remote controller 120. In this state, an operation stop confirmation input is performed by a button operation or a touch operation on the screen.

また、水素生成装置１０２は、ここでは、円筒状に形成されており、中心軸を共有する容器１、外筒２、及び内筒３を有している。容器１は、上部に大径部が形成され、その下部に大径部より径の小さな小径部が形成された段付き円筒で構成されている。容器１の下端は、底板５により閉止されており、その上端は、環状の板部材６を介して外筒２と接続されている。なお、容器１の外側には、断熱部材４が容器１を覆うように設けられている。   Here, the hydrogen generator 102 is formed in a cylindrical shape, and includes a container 1, an outer cylinder 2, and an inner cylinder 3 that share a central axis. The container 1 is composed of a stepped cylinder in which a large diameter portion is formed at the upper portion and a small diameter portion having a smaller diameter than the large diameter portion is formed at the lower portion. The lower end of the container 1 is closed by a bottom plate 5, and the upper end thereof is connected to the outer cylinder 2 via an annular plate member 6. A heat insulating member 4 is provided outside the container 1 so as to cover the container 1.

外筒２及び内筒３の上端は、蓋部材７により閉止されている。一方、外筒２の下端は開放されていて、内筒３の下端は、内筒用底板８により閉止されている。内筒３の内部には、円筒状の輻射筒９が設けられている。   The upper ends of the outer cylinder 2 and the inner cylinder 3 are closed by a lid member 7. On the other hand, the lower end of the outer cylinder 2 is opened, and the lower end of the inner cylinder 3 is closed by an inner cylinder bottom plate 8. A cylindrical radiation tube 9 is provided inside the inner tube 3.

輻射筒９の上端は、蓋部材７により閉止されており、その下端は、開放されている。輻射筒９と内筒３との間に形成された筒状の空間は、燃焼排ガス流路１０を構成する。燃焼排ガス流路１０の下流端近傍（内筒３の上部）には、燃焼排ガス出口１１が設けられている。該燃焼排ガス出口１１には、燃焼排ガス経路５９の上流端が接続されており、その下流端は、パッケージ１１１の外部に開口されている。   The upper end of the radiation tube 9 is closed by the lid member 7, and the lower end thereof is opened. A cylindrical space formed between the radiation cylinder 9 and the inner cylinder 3 constitutes a combustion exhaust gas flow path 10. A combustion exhaust gas outlet 11 is provided in the vicinity of the downstream end of the combustion exhaust gas channel 10 (upper part of the inner cylinder 3). An upstream end of the combustion exhaust gas path 59 is connected to the combustion exhaust gas outlet 11, and the downstream end thereof is opened to the outside of the package 111.

輻射筒９の内部には、蓋部材７を貫通して下方に伸びるようにバーナ（燃焼器）１０２ａが配設されている。また、輻射筒９の内部には、着火検知器１４１及びＣＯセンサ１４２が設けられている。着火検知器１４１は、バーナ１０２ａでの着火の有無を検知し、検知信号を制御器１１０に出力するように構成されていて、ＣＯセンサ１４２は、バーナ１０２ａからの燃焼排ガス中に含まれる一酸化炭素の濃度を検知して、検知信号を制御器１１０に出力するように構成されている。なお、ここでは、着火検知器１４１として、フレームロッドを使用し、ＣＯセンサ１４２として、ＣＯ濃度センサを使用している。   A burner (combustor) 102 a is disposed inside the radiation tube 9 so as to penetrate the lid member 7 and extend downward. Further, an ignition detector 141 and a CO sensor 142 are provided inside the radiation tube 9. The ignition detector 141 is configured to detect the presence or absence of ignition in the burner 102a and to output a detection signal to the controller 110. The CO sensor 142 is monoxide contained in the combustion exhaust gas from the burner 102a. It is configured to detect the concentration of carbon and output a detection signal to the controller 110. Here, a flame rod is used as the ignition detector 141, and a CO concentration sensor is used as the CO sensor 142.

バーナ１０２ａには、燃焼空気供給経路５６の下流端が接続されていて、その上流端は、燃焼空気供給器１１７に接続されている。なお、燃焼空気供給器１１７としては、例えば、ブロワやシロッコファン等のファン類を使用することができる。   The burner 102 a is connected to the downstream end of the combustion air supply path 56, and the upstream end is connected to the combustion air supplier 117. As the combustion air supply device 117, for example, fans such as a blower or a sirocco fan can be used.

また、原料ガス供給器１１２より原料ガス供給口１２に導入された原料ガスが水素生成装置１０２内部を通過して、水素利用機器１０１をバイパスするバイパス経路４４を介してバーナ１０２ａに燃焼燃料として供給される。これにより、バーナ１０２ａでは、原料ガス供給器１１２から供給された燃焼燃料を、燃焼空気供給器１１７から供給された燃焼空気で燃焼させ、燃焼排ガスが生成される。生成された燃焼排ガスは、輻射筒９の先端（下端）から流出し、内筒用底板８の底壁に当たって反転し、そこから上方へ燃焼排ガス流路１０を流れ、燃焼排ガス経路５９に供給される。燃焼排ガス経路５９に供給された燃焼排ガスは、該燃焼排ガス経路５９を通流して、水素生成装置１０２（正確には、パッケージ１１１）外に排出される。   The source gas introduced into the source gas supply port 12 from the source gas supply unit 112 passes through the inside of the hydrogen generator 102 and is supplied as combustion fuel to the burner 102a through the bypass path 44 that bypasses the hydrogen utilization device 101. Is done. Thereby, in the burner 102a, the combustion fuel supplied from the raw material gas supply device 112 is burned with the combustion air supplied from the combustion air supply device 117, and combustion exhaust gas is generated. The generated flue gas flows out from the tip (lower end) of the radiation tube 9, hits the bottom wall of the inner cylinder bottom plate 8, reverses, flows upward from there through the flue gas passage 10, and is supplied to the flue gas passage 59. The The flue gas supplied to the flue gas path 59 flows through the flue gas path 59 and is discharged out of the hydrogen generator 102 (more precisely, the package 111).

外筒２の上部には、原料ガス供給口１２が設けられていて、該原料ガス供給口１２には、原料ガス供給経路４１の下流端が接続されている。ここでは、原料ガスとして、メタンを主成分とする都市ガスが用いられており、原料ガス供給経路４１の上流端は、都市ガスの配管（図示せず）に接続されている。また、原料ガス供給経路４１には、その上流側から、第１開閉弁（封止器）７１、原料ガス供給器１１２、及び第２開閉弁（封止器）７２が設けられている。第１開閉弁７１及び第２開閉弁７２は、原料ガス供給経路４１を通流する原料ガスの通流を許可／阻止するように構成されており、例えば、電磁弁等の弁を用いることができる。また、原料ガス供給器１１２は、水素生成装置１０２に供給する原料ガスの流量を調整する機器であり、例えば、ブースターポンプと流量調整弁との組合せや、流量調整弁単体で構成されている。   A raw material gas supply port 12 is provided in the upper part of the outer cylinder 2, and the raw material gas supply port 12 is connected to the downstream end of the raw material gas supply path 41. Here, a city gas mainly composed of methane is used as the source gas, and the upstream end of the source gas supply path 41 is connected to a city gas pipe (not shown). The source gas supply path 41 is provided with a first on-off valve (sealing device) 71, a source gas supply device 112, and a second on-off valve (sealing device) 72 from the upstream side. The first on-off valve 71 and the second on-off valve 72 are configured to allow / block the flow of the raw material gas flowing through the raw material gas supply path 41. For example, a valve such as an electromagnetic valve may be used. it can. The raw material gas supply unit 112 is a device that adjusts the flow rate of the raw material gas supplied to the hydrogen generator 102, and includes, for example, a combination of a booster pump and a flow rate adjustment valve, or a single flow rate adjustment valve.

また、外筒２の上部には、水供給口１３が設けられており、該水供給口１３には、改質用水供給経路５７の下流端が接続されている。改質用水供給経路５７の上流端には、水供給器１０５が接続されている。水供給器１０５は、改質用水供給経路５７に改質用水を供給し、かつ、改質用水供給経路５７を通流する改質用水の流量を調整する。   A water supply port 13 is provided in the upper part of the outer cylinder 2, and the downstream end of the reforming water supply path 57 is connected to the water supply port 13. A water supplier 105 is connected to the upstream end of the reforming water supply path 57. The water supplier 105 supplies the reforming water to the reforming water supply path 57 and adjusts the flow rate of the reforming water flowing through the reforming water supply path 57.

外筒２と内筒３との筒状空間の下部は、改質触媒収容空間が構成されていて、該改質触媒収容空間には、改質触媒が充填された改質触媒層１４が形成されている。また、改質触媒収容空間の上方には、原料ガス及び改質用水を予熱する予熱部１５が構成されている。改質触媒収容空間、改質触媒層１４、及び予熱部１５から改質器１６が構成される。これにより、改質器１６では、バーナ１０２ａで生成された燃焼排ガスの伝熱を利用して、原料ガス供給器１１２から供給された原料ガス（メタン）と、水供給器１０５から供給された改質用水と、を予熱部１５で予熱し、予熱した原料ガスと改質用水を改質触媒層１４で水蒸気改質反応させることにより、水素を含有する水素含有ガスが生成される。   A lower part of the cylindrical space between the outer cylinder 2 and the inner cylinder 3 forms a reforming catalyst housing space, and a reforming catalyst layer 14 filled with the reforming catalyst is formed in the reforming catalyst housing space. Has been. A preheating unit 15 for preheating the raw material gas and the reforming water is formed above the reforming catalyst housing space. A reformer 16 is composed of the reforming catalyst housing space, the reforming catalyst layer 14, and the preheating unit 15. As a result, the reformer 16 utilizes the heat transfer of the combustion exhaust gas generated by the burner 102 a and the raw gas (methane) supplied from the raw gas supplier 112 and the reformer supplied from the water supplier 105. The quality water is preheated by the preheating unit 15, and the preheated raw material gas and the reforming water are subjected to a steam reforming reaction in the reforming catalyst layer 14, thereby generating a hydrogen-containing gas containing hydrogen.

また、底板５と内筒用底板８との間には、空間が形成されていて、該空間が緩衝空間部１７を構成する。緩衝空間部１７の底板５の中央部分には、温度検知器１４３が配設されている。   Further, a space is formed between the bottom plate 5 and the inner cylinder bottom plate 8, and the space constitutes the buffer space portion 17. A temperature detector 143 is disposed at the center of the bottom plate 5 of the buffer space 17.

温度検知器１４３は、改質器１６を通流した水素含有ガスの温度を検知し、検知した温度を改質器１６の温度として制御器１１０に出力するように構成されている。なお、本実施の形態においては、温度検知器１４３を改質器１６の下流端よりも下方に設け、改質器１６を通流した後の水素含有ガスの温度を検知するように構成したが、これに限定されず、改質器１６の改質触媒層１４の内部に設け、改質器１６の改質触媒層１４を通流する水素含有ガスの温度を検知するように構成してもよい。   The temperature detector 143 is configured to detect the temperature of the hydrogen-containing gas that has passed through the reformer 16 and output the detected temperature to the controller 110 as the temperature of the reformer 16. In the present embodiment, the temperature detector 143 is provided below the downstream end of the reformer 16, and is configured to detect the temperature of the hydrogen-containing gas after flowing through the reformer 16. However, the present invention is not limited to this, and the temperature of the hydrogen-containing gas that is provided inside the reforming catalyst layer 14 of the reformer 16 and flows through the reforming catalyst layer 14 of the reformer 16 may be detected. Good.

また、容器１と外筒２との間には、筒状の空間１８が緩衝空間部１７と連通するように形成されており、該空間１８と緩衝空間部１７が、水素含有ガス流路１９を構成する。これにより、改質器１６を通流した水素含有ガスは、改質触媒層１４の下流端から緩衝空間部１７へ流出し、底板５の底壁に当たって反転して、水素含有ガス流路１９を流通する。   In addition, a cylindrical space 18 is formed between the container 1 and the outer cylinder 2 so as to communicate with the buffer space portion 17, and the space 18 and the buffer space portion 17 are connected to the hydrogen-containing gas channel 19. Configure. As a result, the hydrogen-containing gas flowing through the reformer 16 flows out from the downstream end of the reforming catalyst layer 14 to the buffer space portion 17, hits the bottom wall of the bottom plate 5, and reverses to pass through the hydrogen-containing gas flow path 19. Circulate.

水素含有ガス流路１９の上方にある、容器１の大径部と外筒２との筒状空間には軸方向に所定の間隔をおいて、一対の仕切り板２０、２１が配設されていて、該一対の仕切り板２０、２１によって、上記筒状空間が、変成触媒収容空間２２、空気混合部２５、及び酸化触媒収容空間２６に分割されている。   A pair of partition plates 20 and 21 are arranged in the cylindrical space between the large diameter portion of the container 1 and the outer cylinder 2 above the hydrogen-containing gas flow path 19 with a predetermined interval in the axial direction. The pair of partition plates 20 and 21 divide the cylindrical space into a shift catalyst containing space 22, an air mixing unit 25, and an oxidation catalyst containing space 26.

変成触媒収容空間２２には、変成触媒が充填された変成触媒層２３が形成されていて、変成触媒収容空間２２と変成触媒層２３から変成器２４が構成されている。また、仕切り板２０には、変成器２４と空気混合部２５とを連通するように複数の貫通孔２９が設けられており、該貫通孔２９が、変成器２４の出口２９を構成する。これにより、水素含有ガス流路１９を通流した水素含有ガスは、変成器２４に流入する。そして、水素含有ガスが、変成触媒層２３を通流する間に、水素含有ガス中の一酸化炭素と水とが変成反応により、二酸化炭素と水素が生成され、一酸化炭素を低減させる。そして、一酸化炭素が低減された水素含有ガスは、変成器２４の出口２９から空気混合部２５に流出する。   A shift catalyst layer 23 filled with a shift catalyst is formed in the shift catalyst storage space 22, and a shift converter 24 is configured from the shift catalyst storage space 22 and the shift catalyst layer 23. Further, the partition plate 20 is provided with a plurality of through holes 29 so as to allow the transformer 24 and the air mixing unit 25 to communicate with each other, and the through holes 29 constitute an outlet 29 of the transformer 24. As a result, the hydrogen-containing gas flowing through the hydrogen-containing gas flow path 19 flows into the transformer 24. Then, while the hydrogen-containing gas flows through the shift catalyst layer 23, carbon monoxide and water in the hydrogen-containing gas are converted by the shift reaction, and carbon monoxide is reduced. The hydrogen-containing gas with reduced carbon monoxide flows out from the outlet 29 of the transformer 24 to the air mixing unit 25.

空気混合部２５を形成する容器１には、一酸化炭素酸化反応用の空気を供給する空気供給口３０が設けられている。空気供給口３０には、酸化用空気供給路５８の下流端が接続されていて、その上流端は、酸化用空気供給器１１６が接続されている。これにより、変成器２４の出口２９から空気混合部２５に流出した水素含有ガスは、酸化用空気供給器１１６から供給された空気と混合される。   The container 1 forming the air mixing unit 25 is provided with an air supply port 30 for supplying air for carbon monoxide oxidation reaction. The air supply port 30 is connected to a downstream end of an oxidation air supply path 58, and an oxidation air supply 116 is connected to the upstream end of the air supply port 30. Thereby, the hydrogen-containing gas flowing out from the outlet 29 of the transformer 24 to the air mixing unit 25 is mixed with the air supplied from the oxidizing air supply unit 116.

また、空気混合部２５における変成器２４の出口２９の上方には、温度検知器１４４が設けられている。温度検知器１４４は、変成器２４を通流した水素含有ガスの温度を検知し、検知した温度を変成器２４の温度として制御器１１０に出力するように構成されている。なお、本実施の形態においては、温度検知器１４４を変成器２４の出口２９よりも上方に設け、変成器２４を通流した後の水素含有ガスの温度を検知するように構成したが、これに限定されず、変成器２４の変成触媒層２３の内部に設け、変成器２４の変成触媒層２３を通流する水素含有ガスの温度を検知するように構成してもよい。   A temperature detector 144 is provided above the outlet 29 of the transformer 24 in the air mixing unit 25. The temperature detector 144 is configured to detect the temperature of the hydrogen-containing gas that has passed through the transformer 24 and output the detected temperature to the controller 110 as the temperature of the transformer 24. In the present embodiment, the temperature detector 144 is provided above the outlet 29 of the transformer 24 and configured to detect the temperature of the hydrogen-containing gas after flowing through the transformer 24. However, the temperature of the hydrogen-containing gas flowing through the shift catalyst layer 23 of the shift converter 24 may be detected by being provided inside the shift catalyst layer 23 of the shift converter 24.

酸化触媒収容空間２６には、酸化触媒が充填された酸化触媒層２７が形成されていて、酸化触媒収容空間２６と酸化触媒層２７から浄化器２８が構成されている。また、仕切り板２１には、空気混合部２５と浄化器２８とを連通するように複数の貫通孔３１が設けられており、該貫通孔３１が、浄化器２８の入口３１を構成する。さらに、空気混合部２５における浄化器２８の入口３１の下方には、温度検知器１４５が設けられている。温度検知器１４５は、浄化器２８に流入する水素含有ガスと空気の混合ガスの温度を検知し、検知した温度を浄化器２８の温度として制御器１１０に出力するように構成されている。なお、本実施の形態においては、温度検知器１４５を浄化器２８の入口３１よりも下方に設け、浄化器２８を通流する前の燃料ガスの温度を検知するように構成したが、これに限定されず、浄化器２８の酸化触媒層２７の内部に設け、浄化器２８の酸化触媒層２７を通流する燃料ガスの温度を検知するように構成してもよい。   An oxidation catalyst layer 27 filled with an oxidation catalyst is formed in the oxidation catalyst housing space 26, and a purifier 28 is constituted by the oxidation catalyst housing space 26 and the oxidation catalyst layer 27. Further, the partition plate 21 is provided with a plurality of through holes 31 so as to communicate the air mixing unit 25 and the purifier 28, and the through holes 31 constitute the inlet 31 of the purifier 28. Further, a temperature detector 145 is provided below the inlet 31 of the purifier 28 in the air mixing unit 25. The temperature detector 145 is configured to detect the temperature of the mixed gas of hydrogen-containing gas and air flowing into the purifier 28 and output the detected temperature to the controller 110 as the temperature of the purifier 28. In the present embodiment, the temperature detector 145 is provided below the inlet 31 of the purifier 28 so as to detect the temperature of the fuel gas before flowing through the purifier 28. The present invention is not limited, and the temperature of the fuel gas that is provided inside the oxidation catalyst layer 27 of the purifier 28 and flows through the oxidation catalyst layer 27 of the purifier 28 may be detected.

また、酸化触媒収容空間２６を構成する容器１の上部には、燃料ガス出口３２が設けられている。燃料ガス出口３２には、燃料ガス供給経路４２の上流端が接続されており、その下流端には、水素利用機器（例えば、燃料電池）１０１が接続されている。燃料ガス供給経路４２の途中には、燃料ガス弁（封止器）７９が設けられており、その上流側には、バイパス経路４４の上流端が接続されている。バイパス経路４４の下流端は、バーナ１０２ａに接続されている。また、バイパス経路４４の途中には、バイパス弁（封止器）８０が設けられている。   Further, a fuel gas outlet 32 is provided at the upper part of the container 1 constituting the oxidation catalyst housing space 26. An upstream end of the fuel gas supply path 42 is connected to the fuel gas outlet 32, and a hydrogen utilization device (for example, a fuel cell) 101 is connected to the downstream end of the fuel gas outlet 32. A fuel gas valve (sealing device) 79 is provided in the middle of the fuel gas supply path 42, and the upstream end of the bypass path 44 is connected to the upstream side thereof. The downstream end of the bypass path 44 is connected to the burner 102a. A bypass valve (sealing device) 80 is provided in the middle of the bypass path 44.

これにより、仕切り板２１の貫通孔３１（浄化器２８の入口３１）から、空気混合部２５で空気と混合された水素含有ガスが、浄化器２８に流入し、酸化触媒層２７を通流する間に、水素含有ガス中の一酸化炭素と空気中の酸素とが、反応して、一酸化炭素が数ｐｐｍにまで低減された燃料ガスが生成される。生成された燃料ガスは、燃料ガス出口３２から燃料ガス供給経路４２を通流して、水素利用機器１０１に供給される。   Thus, the hydrogen-containing gas mixed with air in the air mixing unit 25 flows into the purifier 28 from the through hole 31 (the inlet 31 of the purifier 28) of the partition plate 21 and flows through the oxidation catalyst layer 27. In the meantime, carbon monoxide in the hydrogen-containing gas and oxygen in the air react to produce a fuel gas in which carbon monoxide is reduced to several ppm. The generated fuel gas flows from the fuel gas outlet 32 through the fuel gas supply path 42 and is supplied to the hydrogen utilization device 101.

なお、本実施の形態の水素生成装置１０２においては、変成器２４及び浄化器２８を設ける形態について採用したが、改質器１６で生成される水素含有ガス中に含まれる一酸化炭素を更に低減する必要のない場合は、上記変成器２４及び浄化器２８を設けない形態を採用しても構わない。例えば、水素利用機器１０１が、一酸化炭素に対して被毒しにくい機器（例：固体酸化物燃料電池）である場合、上記形態が採用される。   In the hydrogen generator 102 of the present embodiment, the configuration in which the transformer 24 and the purifier 28 are provided is adopted, but the carbon monoxide contained in the hydrogen-containing gas generated by the reformer 16 is further reduced. If it is not necessary to do so, a configuration in which the transformer 24 and the purifier 28 are not provided may be employed. For example, when the hydrogen using device 101 is a device that is not easily poisoned with respect to carbon monoxide (for example, a solid oxide fuel cell), the above configuration is adopted.

また、パッケージ１１１の適所には、吸気口６１及び排気口６２が設けられている。吸気口６１及び排気口６２は、パッケージ１１１内をくまなく外気が通流するように、なるべく互いに離れて設けられていることが好ましく、排気口６２は、可燃性ガスが滞留しやすいパッケージ１１１の上部に設けられていることが好ましい。また、排気口６２近傍には、換気ファン１１９が配置されている。なお、換気ファン１１９は、シロッコファンなどのファン類を使用することができる。   An intake port 61 and an exhaust port 62 are provided at appropriate positions of the package 111. The intake port 61 and the exhaust port 62 are preferably provided as far as possible from each other so that the outside air can flow through the package 111. The exhaust port 62 is provided in the package 111 where flammable gas tends to stay. It is preferable to be provided in the upper part. A ventilation fan 119 is disposed in the vicinity of the exhaust port 62. The ventilation fan 119 can be a fan such as a sirocco fan.

これにより、換気ファン１１９によって、吸気口６１から外気が吸気され、吸気された外気が排気口６２から排出される。   Thereby, the ventilation fan 119 sucks outside air from the intake port 61 and the sucked outside air is discharged from the exhaust port 62.

また、パッケージ１１１内には、可燃性ガスセンサ１４０が設けられている。可燃性ガスセンサ１４０は、パッケージ１１１内の可燃性ガス（例えば、原料ガスや水素ガス）の漏れ（濃度）を検知して、検知した可燃性ガスの濃度を制御器１１０に出力するように構成されている。なお、本実施の形態においては、可燃性ガスセンサ１４０は、可燃性ガスが滞留しやすいパッケージ１１１の上部であって、換気ファン１１９近傍に設けられている。   A flammable gas sensor 140 is provided in the package 111. The combustible gas sensor 140 is configured to detect leakage (concentration) of combustible gas (for example, raw material gas or hydrogen gas) in the package 111 and output the detected concentration of combustible gas to the controller 110. ing. In the present embodiment, the combustible gas sensor 140 is provided in the vicinity of the ventilation fan 119 in the upper part of the package 111 where the combustible gas tends to stay.

さらに、パッケージ１１１内には、制御器１１０が設けられている。制御器１１０は、マイコン等のコンピュータによって構成されており、ＣＰＵ等からなる演算処理部、メモリ等からなる記憶部、通信部、及びカレンダー機能を有する時計部を有している（いずれも図示せず）。演算処理部は、記憶部に格納された所定の制御プログラムを読み出し、これを実行することにより、水素生成装置１０２に関する各種の制御を行う。また、演算処理部は、記憶部に記憶されたデータや操作入力部から入力されたデータを処理し、特に、記憶部から読み出した異常判定プログラムと各検知器１４０〜１４５から入力された検出値とに基づき異常であるかを判定して、異常と判定された当該異常が第１の異常または第２の異常に属する場合に、それぞれに対応する水素生成装置１０２の停止処理を行う。   Further, a controller 110 is provided in the package 111. The controller 110 is configured by a computer such as a microcomputer, and includes an arithmetic processing unit including a CPU, a storage unit including a memory, a communication unit, and a clock unit having a calendar function (all of which are not shown). ) The arithmetic processing unit reads out a predetermined control program stored in the storage unit and executes it to perform various controls relating to the hydrogen generator 102. The arithmetic processing unit processes data stored in the storage unit and data input from the operation input unit, and in particular, an abnormality determination program read from the storage unit and detection values input from the detectors 140 to 145. If the abnormality determined to be abnormal belongs to the first abnormality or the second abnormality, the corresponding hydrogen generation apparatus 102 is stopped.

ここで、本明細書において、制御器とは、単独の制御器だけでなく、複数の制御器が協働して水素生成装置１０２の制御を実行する制御器群をも意味する。このため、制御器１１０は、単独の制御器から構成される必要はなく、複数の制御器が分散配置され、それらが協働して水素生成装置１０２を制御するように構成されていてもよい。   Here, in this specification, the controller means not only a single controller but also a controller group in which a plurality of controllers cooperate to execute control of the hydrogen generator 102. For this reason, the controller 110 does not need to be composed of a single controller, and a plurality of controllers may be arranged in a distributed manner so that they cooperate to control the hydrogen generator 102. .

なお、本実施の形態においては、制御器１１０が、各検知器１４０〜１４５から入力された検出値が異常であるか否かを判定する構成としたが、これに限定されず、各検知器１４０〜１４５がマイコン等の演算器を備えることにより、それぞれが検知する物理量が異常であるか否かを判定する構成としてもよい。   In the present embodiment, the controller 110 is configured to determine whether or not the detection values input from the detectors 140 to 145 are abnormal. However, the present invention is not limited to this. 140-145 is good also as a structure which determines whether the physical quantity which each detects is abnormal by providing calculators, such as a microcomputer.

また、リモコン１２０は、マイコンで構成された制御部（図示せず）、通信部（図示せず）、表示部１２０ａ、及びキー操作部１２０ｂを有していて、制御部が、通信部等を制御している。また、リモコン１２０は、制御信号を通信部で受信し、これを制御部が処理して表示部１２０ａに伝達する。また、リモコン１２０のキー操作部１２０ｂから入力された操作信号が、リモコン１２０の制御部及び通信部を介して、制御器１１０に送信され、制御器１１０の通信部で受信される。そして、運転を強制的に停止させて水素生成装置１０２のメンテナンス、点検を行うような場合、水素生成装置１０２の使用者又はメンテナンス作業者（操作者）が、リモコン１２０を介して運転停止のための入力操作（停止指令入力）することにより、制御器１１０は、運転中の水素生成装置１０２を強制的に停止させる。なお、ここで言う「運転中」とは、水素生成装置１０２の起動処理中、水素供給運転中、及び停止処理中の少なくともいずれか一つを含む。このリモコン１２０で停止入力操作した際の水素生成装置１０２の停止処理（以下、強制停止処理と称する）については、後述する。   The remote controller 120 includes a control unit (not shown) configured by a microcomputer, a communication unit (not shown), a display unit 120a, and a key operation unit 120b. The control unit controls the communication unit and the like. I have control. In addition, the remote controller 120 receives a control signal by the communication unit, and the control unit processes this and transmits it to the display unit 120a. In addition, an operation signal input from the key operation unit 120 b of the remote control 120 is transmitted to the controller 110 via the control unit and communication unit of the remote control 120 and received by the communication unit of the controller 110. When the operation is forcibly stopped to perform maintenance and inspection of the hydrogen generator 102, the user of the hydrogen generator 102 or a maintenance operator (operator) uses the remote controller 120 to stop the operation. By performing this input operation (stop command input), the controller 110 forcibly stops the operating hydrogen generator 102. The term “in operation” as used herein includes at least one of the startup process, the hydrogen supply operation, and the stop process of the hydrogen generator 102. The stop process (hereinafter referred to as forced stop process) of the hydrogen generator 102 when the stop input operation is performed with the remote controller 120 will be described later.

なお、以下の説明では、その説明を簡略化するために、制御器１１０とリモコン１２０との信号のやりとりは、双方の通信部による通信及びリモコン１２０における制御部の処理を省略して記述する。   In the following description, in order to simplify the description, the exchange of signals between the controller 110 and the remote controller 120 is described by omitting communication by both communication units and processing of the control unit in the remote controller 120.

［水素生成装置の動作］
次に、本実施の形態１に係る水素生成装置１０２の起動処理（起動動作）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、使用者がリモコン１２０を操作することで、制御器１１０が水素生成装置１０２を制御することにより遂行される。 [Operation of hydrogen generator]
Next, the startup process (startup operation) of the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1 will be described with reference to FIG. The following operation is performed by the controller 110 controlling the hydrogen generator 102 when the user operates the remote controller 120.

まず、第１開閉弁７１及び第２開閉弁７２は、その弁を開放し、ついで、原料ガス供給器１１２を動作させることで、水素生成装置１０２及びバイパス経路４４を経由して原料ガスがバーナ１０２ａに導入される。また、燃焼空気が、燃焼空気供給器１１７から燃焼空気供給経路５６を介して供給される。バーナ１０２ａでは、供給された原料ガスを燃焼空気によって燃焼させ、燃焼排ガスが生成される。このとき、着火検知器１４１は、バーナ１０２ａでの着火の有無を検知し、検知信号を制御器１１０に出力する。また、ＣＯセンサ１４２は、バーナ１０２ａからの燃焼排ガス中に含まれる一酸化炭素の濃度を検知して、検知した一酸化炭素の濃度を制御器１１０に出力する。   First, the first on-off valve 71 and the second on-off valve 72 are opened, and then the source gas supply unit 112 is operated so that the source gas is burned via the hydrogen generator 102 and the bypass path 44. 102a. Further, the combustion air is supplied from the combustion air supplier 117 via the combustion air supply path 56. In the burner 102a, the supplied source gas is combusted with combustion air, and combustion exhaust gas is produced | generated. At this time, the ignition detector 141 detects the presence or absence of ignition in the burner 102a and outputs a detection signal to the controller 110. In addition, the CO sensor 142 detects the concentration of carbon monoxide contained in the combustion exhaust gas from the burner 102 a and outputs the detected concentration of carbon monoxide to the controller 110.

そして、バーナ１０２ａで輻射筒９の先端（下端）から流出し、内筒用底板８の底壁に当たって反転し、そこから上方へ燃焼排ガス流路１０を流れ、燃焼排ガス経路５９に供給される。燃焼排ガス経路５９に供給された燃焼排ガスは、該燃焼排ガス経路５９を通流して、水素生成装置１０２（正確には、パッケージ１１１）外に排出される。このとき、燃燃焼排ガスからの伝熱により、水素生成装置１０２の改質器１６、変成器２４、及び浄化器２８が加熱される。   And it flows out from the front-end | tip (lower end) of the radiation cylinder 9 with the burner 102a, hits the bottom wall of the bottom plate 8 for inner cylinders, inverts, flows from there through the combustion exhaust gas flow path 10, and is supplied to the combustion exhaust gas path 59. The flue gas supplied to the flue gas path 59 flows through the flue gas path 59 and is discharged out of the hydrogen generator 102 (more precisely, the package 111). At this time, the reformer 16, the transformer 24, and the purifier 28 of the hydrogen generator 102 are heated by heat transfer from the combustion combustion exhaust gas.

そして、温度検知器１４３で検知される温度に基づき、制御器１１０が、予熱部１５の温度が水蒸発可能な温度（例えば、１２０℃）になったと判定すると、第２開閉弁７２を開放するとともに、水供給器１０５の動作を開始させ、水素生成装置１０２の改質器１６の予熱部１５に、原料ガス供給器１１２から原料ガスが、原料ガス供給経路４１を介して供給され、また、水供給器１０５から改質用水供給経路５７を介して改質用水が供給される。そして、供給された水が予熱部で加熱されて水蒸気になり、加熱された原料ガスとともに、改質触媒層１４を通流する間に、水蒸気と原料ガスが水蒸気改質反応して、水素を含む水素含有ガスが生成される。   Then, based on the temperature detected by the temperature detector 143, when the controller 110 determines that the temperature of the preheating unit 15 has reached a temperature at which water can be evaporated (for example, 120 ° C.), the second opening / closing valve 72 is opened. At the same time, the operation of the water supply unit 105 is started, and the source gas is supplied from the source gas supply unit 112 to the preheating unit 15 of the reformer 16 of the hydrogen generator 102 via the source gas supply path 41. Reforming water is supplied from the water supply device 105 via the reforming water supply path 57. Then, the supplied water is heated in the preheating portion to become steam, and the steam and the raw material gas undergo a steam reforming reaction while flowing through the reforming catalyst layer 14 together with the heated raw material gas, thereby generating hydrogen. A hydrogen-containing gas is produced.

次に、改質器１６で生成された水素含有ガスは、改質触媒層１４の下流端から流出して、水素含有ガス流路１９を流通する。水素含有ガス流路１９を通流した水素含有ガスは、変成器２４に流入し、変成触媒層２３を通流する間に、水素含有ガス中の一酸化炭素と水とが変成反応により、一酸化炭素が低減される。そして、一酸化炭素が低減された水素含有ガスは、変成器２４の出口２９から空気混合部２５に流出する。このとき、温度検知器１４４は、変成器２４の出口２９から流出した水素含有ガスの温度を検知し、検知した温度を制御器１１０に出力する。   Next, the hydrogen-containing gas generated by the reformer 16 flows out from the downstream end of the reforming catalyst layer 14 and flows through the hydrogen-containing gas channel 19. The hydrogen-containing gas that has flowed through the hydrogen-containing gas flow path 19 flows into the shifter 24, and while flowing through the shift catalyst layer 23, carbon monoxide and water in the hydrogen-containing gas are converted by the shift reaction. Carbon oxide is reduced. The hydrogen-containing gas with reduced carbon monoxide flows out from the outlet 29 of the transformer 24 to the air mixing unit 25. At this time, the temperature detector 144 detects the temperature of the hydrogen-containing gas flowing out from the outlet 29 of the transformer 24 and outputs the detected temperature to the controller 110.

次に、変成器２４の出口２９から空気混合部２５に流出した水素含有ガスは、酸化用空気供給器１１６から供給された空気と混合される。そして、空気混合部２５で空気と混合された水素含有ガスは、浄化器２８の入口３１から浄化器２８に流入する。このとき、温度検知器１４５は、浄化器２８に流入する水素含有ガスと空気の混合ガスの温度を検知し、検知した温度を制御器１１０に出力する。   Next, the hydrogen-containing gas flowing out from the outlet 29 of the transformer 24 to the air mixing unit 25 is mixed with the air supplied from the oxidizing air supply unit 116. The hydrogen-containing gas mixed with air in the air mixing unit 25 flows into the purifier 28 from the inlet 31 of the purifier 28. At this time, the temperature detector 145 detects the temperature of the mixed gas of hydrogen-containing gas and air that flows into the purifier 28 and outputs the detected temperature to the controller 110.

次に、浄化器２８に流入した水素含有ガスと空気の混合ガスは、酸化触媒層２７を通流する間に、水素含有ガス中の一酸化炭素と空気中の酸素とが、反応して、一酸化炭素が数ｐｐｍにまで低減された燃料ガスが生成される。生成された燃料ガスは、燃料ガス出口３２から燃料ガス供給経路４２に供給される。   Next, while the mixed gas of hydrogen-containing gas and air flowing into the purifier 28 flows through the oxidation catalyst layer 27, carbon monoxide in the hydrogen-containing gas reacts with oxygen in the air, Fuel gas in which carbon monoxide is reduced to several ppm is generated. The generated fuel gas is supplied from the fuel gas outlet 32 to the fuel gas supply path 42.

そして、水素生成装置１０２の改質器１６、変成器２４、及び浄化器２８に設けられた温度検知器１４３〜１４５が所定の温度（例えば、改質器１６が、６００〜６５０℃、変成器２４が、２００〜２５０℃、浄化器２８が１３０〜１７０℃）を検知すると、制御器１１０は、燃料ガス中の一酸化炭素が充分に低減されたと判定して、制御器１１０は、水素生成装置１０２の起動処理を終了する。   The temperature detectors 143 to 145 provided in the reformer 16, the transformer 24, and the purifier 28 of the hydrogen generator 102 have predetermined temperatures (for example, the reformer 16 has a temperature of 600 to 650 ° C., the transformer). 24 is 200 to 250 ° C. and the purifier 28 is 130 to 170 ° C.), the controller 110 determines that the carbon monoxide in the fuel gas has been sufficiently reduced, and the controller 110 generates hydrogen. The activation process of the device 102 is terminated.

次に、本実施の形態１に係る水素生成装置１０２の水素供給運転（運転動作）について説明する。   Next, the hydrogen supply operation (operation operation) of the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1 will be described.

まず、制御器１１０は、水素生成装置１０２の改質器１６、変成器２４、及び浄化器２８に設けられた温度検知器１４３〜１４５が所定の温度になると、燃料ガス弁７９を開放して、燃料ガスを水素生成装置１０２から水素利用機器１０１に供給させる。なお、燃料ガス中の一酸化炭素が充分に低減されていない間は、燃料ガス弁７９は閉鎖されて、水素生成装置１０２で生成された燃料ガスは、水素利用機器１０１に供給されず、バイパス経路４４を介してバーナ１０２ａに供給される。なお、上記のように水素生成装置１０２で生成されたガスが、水素利用機器１０１に供給されず、バイパス経路４４を介してバーナ１０２ａに供給されている間は、制御器１１０の制御により、バイパス弁８０が開放されている。また、燃料ガス中の一酸化炭素が充分に低減されて燃料ガスが水素利用機器１０１に供給される場合、制御器１１０の制御により燃料ガス弁７９が開放されるとともにバイパス弁８０も開放され、バイパス経路４４を介してバーナ１０２ａに導入された燃料ガスの燃焼により水素生成装置１０２の温度が一酸化炭素濃度の低い高品質な水素含有ガスの生成のために適切な温度に維持される。   First, the controller 110 opens the fuel gas valve 79 when the temperature detectors 143 to 145 provided in the reformer 16, the transformer 24, and the purifier 28 of the hydrogen generator 102 reach a predetermined temperature. Then, the fuel gas is supplied from the hydrogen generator 102 to the hydrogen using device 101. Note that while the carbon monoxide in the fuel gas is not sufficiently reduced, the fuel gas valve 79 is closed, and the fuel gas generated by the hydrogen generator 102 is not supplied to the hydrogen utilization device 101 and bypassed. It is supplied to the burner 102 a via the path 44. In addition, while the gas produced | generated by the hydrogen production | generation apparatus 102 as mentioned above is not supplied to the hydrogen utilization apparatus 101, but is supplied to the burner 102a via the bypass path 44, it is bypassed by control of the controller 110. Valve 80 is open. When carbon monoxide in the fuel gas is sufficiently reduced and the fuel gas is supplied to the hydrogen utilization device 101, the fuel gas valve 79 and the bypass valve 80 are also opened under the control of the controller 110, The combustion of the fuel gas introduced into the burner 102a through the bypass path 44 maintains the temperature of the hydrogen generator 102 at an appropriate temperature for generating a high-quality hydrogen-containing gas having a low carbon monoxide concentration.

次に、本実施の形態１に係る水素生成装置１０２の通常の停止処理（停止動作）について説明する。なお、ここでいう通常の停止処理とは、水素生成装置１０２の運転中において、異常検知器により異常が検知されることで実行される停止処理（異常停止処理）や強制停止処理とは異なる停止処理のことを指す。例えば、水素利用機器１０１において、水素を利用する必要がなくなった場合に実行される停止処理であり、具体的には、水素利用機器が、水素タンクの場合、水素生成装置１０２が水素タンクへの水素供給運転中に水素タンクの容量が満ちた状態になった場合に実行される停止処理が挙げられる。他には、水素利用機器が燃料電池である場合、電力負荷の電力需要が、燃料電池の発電運転を実行する必要のない所定の閾値以下にまで低下することで実行される停止処理や予め設定された停止時刻になり、実行される停止処理等が挙げられる。   Next, normal stop processing (stop operation) of the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1 will be described. The normal stop process here is different from the stop process (abnormal stop process) or the forced stop process that is executed when an abnormality is detected by the abnormality detector during the operation of the hydrogen generator 102. Refers to processing. For example, this is a stop process executed when it is no longer necessary to use hydrogen in the hydrogen-using device 101. Specifically, when the hydrogen-using device is a hydrogen tank, the hydrogen generator 102 is connected to the hydrogen tank. An example is a stop process that is executed when the capacity of the hydrogen tank becomes full during the hydrogen supply operation. In addition, when the hydrogen using device is a fuel cell, a stop process executed in advance when the power demand of the power load drops below a predetermined threshold that does not require the power generation operation of the fuel cell or preset For example, a stop process that is executed at the stop time that has been executed is given.

本発明においては、停止処理（停止動作）を、制御器１１０が停止信号を出力してから、燃料電池システム１００がその停止処理を完了するまでの動作として定義する。なお、水素生成装置１０２の通常の停止処理の完了後は、制御器１１０は動作していて、制御器１１０以外の部分の動作は停止しており、起動要求が発生した場合には、制御器１１０により起動指令が出力され、速やかに起動処理を開始可能な待機状態に移行する。   In the present invention, the stop process (stop operation) is defined as an operation from when the controller 110 outputs a stop signal until the fuel cell system 100 completes the stop process. It should be noted that after the normal stop process of the hydrogen generator 102 is completed, the controller 110 is operating, and the operation of parts other than the controller 110 is stopped. An activation command is output by 110, and the process shifts to a standby state where the activation process can be started promptly.

以下、本実施の形態１に係る水素生成装置１０２の通常の停止処理（停止動作）について図２に基づき説明する。図２は、本発明の実施の形態１の水素生成装置１０２における通常の停止処理の一例を示すフローチャートである。   Hereinafter, a normal stop process (stop operation) of the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1 will be described with reference to FIG. FIG. 2 is a flowchart showing an example of normal stop processing in the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1 of the present invention.

まず、制御器１１０により停止指令が出力されると、原料ガス供給器１１２としてのブースターポンプの動作を停止するとともに、水供給器１０５は、その動作、を停止する。また、酸化用空気供給器１１６は、その動作を停止する。これにより、水素生成装置１０２への原料ガス及び水の供給が停止し、空気混合部２５への酸化用空気の供給が停止する。そして、原料ガス供給経路４１上に設けられた第１開閉弁７１及び第２開閉弁７２を閉止するとともに、燃料ガス弁７９及びバイパス弁８０を閉止し（ステップＳ１０１）、水素生成装置１０２内部を外気と遮断する（水素生成装置の封止動作）。   First, when a stop command is output by the controller 110, the operation of the booster pump as the raw material gas supply unit 112 is stopped, and the water supply unit 105 stops its operation. Further, the oxidizing air supply 116 stops its operation. Thereby, the supply of the source gas and water to the hydrogen generator 102 is stopped, and the supply of the oxidizing air to the air mixing unit 25 is stopped. Then, the first on-off valve 71 and the second on-off valve 72 provided on the source gas supply path 41 are closed, the fuel gas valve 79 and the bypass valve 80 are closed (step S101), and the inside of the hydrogen generator 102 is inside. Shut off from outside air (sealing operation of hydrogen generator).

これにより、ステップＳ１０１によりバイパス弁８０が閉止されるまでの間は、バーナ１０２ａの燃焼が継続するが、ステップＳ１０１でバイパス弁８０が閉止され、バーナ１０２ａへの燃料ガスの供給が停止すると、バーナ１０２ａでは、燃料ガスと燃焼空気との燃焼が停止する。   As a result, the combustion of the burner 102a continues until the bypass valve 80 is closed in step S101, but when the bypass valve 80 is closed in step S101 and the supply of fuel gas to the burner 102a is stopped, the burner 102a is burned. In 102a, combustion of fuel gas and combustion air stops.

なお、燃焼空気供給器１１７は、バーナ１０２ａでの燃焼が停止した後も、バーナ１０２ａへの燃焼空気の供給が継続される。これにより、バーナ１０２ａに供給された燃焼空気が、輻射筒９の内部空間や燃焼排ガス流路１０等を通流する間にバーナ１０２ａや改質器１６等の熱を奪い、バーナ１０２ａや改質器１６等、すなわち、水素生成装置１０２全体が冷却される（水素生成装置１０２の冷却動作）。   Note that the combustion air supplier 117 continues to supply the combustion air to the burner 102a even after the combustion in the burner 102a is stopped. As a result, the combustion air supplied to the burner 102a removes heat from the burner 102a and the reformer 16 while passing through the internal space of the radiant tube 9, the combustion exhaust gas passage 10 and the like, and the burner 102a and the reformer 16 are reformed. The apparatus 16 or the like, that is, the entire hydrogen generator 102 is cooled (cooling operation of the hydrogen generator 102).

そして、上記冷却動作中において、水素生成装置１０２の改質器１６に設けられた温度検知器１４３は、改質器１６の温度ｔ１を検知し（ステップＳ１０２）、検知された温度ｔ１が、待機可能温度（例えば、５００℃）以下である場合（ステップＳ１０３でＹｅｓ）、燃焼空気供給器１１７は、バーナ１０２ａへの燃焼空気の供給を停止し（ステップＳ１０４）、水素生成装置１０２の冷却動作を完了する。なお、上記待機可能温度は、水素生成装置１０２が待機状態に移行可能な温度であり、例えば、水素生成装置１０２に原料ガスのみを供給しても炭素析出することのない上限温度として定義される。   During the cooling operation, the temperature detector 143 provided in the reformer 16 of the hydrogen generator 102 detects the temperature t1 of the reformer 16 (step S102), and the detected temperature t1 is on standby. When the temperature is equal to or lower than the possible temperature (for example, 500 ° C.) (Yes in Step S103), the combustion air supplier 117 stops the supply of the combustion air to the burner 102a (Step S104), and performs the cooling operation of the hydrogen generator 102. Complete. Note that the standby temperature is a temperature at which the hydrogen generator 102 can enter a standby state, and is defined as an upper limit temperature at which carbon deposition does not occur even when only the raw material gas is supplied to the hydrogen generator 102, for example. .

そして、水素生成装置１０２の待機可能温度までの冷却動作が完了すると、水素生成装置１０２は、待機状態に移行する（ステップＳ１０５）。なお、この待機状態とは、次の水素生成装置１０２の運転開始を待機している状態のことであり、例えば、所定の起動要求が発生した場合に、制御器１１０より起動指令が出力され、次の起動処理の実行に移行されるような状態として定義される。なお、上記起動要求の例としては、例えば、使用者がリモコン１２０のキー操作部１２０ｂを操作して運転開始要求を行うことや、水素利用機器１０１において水素利用が必要になること等が挙げられる。このため、水素生成装置１０２が待機状態にある場合に、制御器１１０から起動処理が出力されると、上記水素生成装置１０２の起動処理が行われる。   When the cooling operation of the hydrogen generator 102 to the standby temperature is completed, the hydrogen generator 102 shifts to a standby state (step S105). The standby state is a state where the next hydrogen generator 102 is awaiting the start of operation. For example, when a predetermined activation request is generated, an activation command is output from the controller 110, and It is defined as a state that shifts to execution of the next startup process. Examples of the activation request include, for example, that the user operates the key operation unit 120b of the remote controller 120 to make an operation start request, or that the hydrogen using device 101 needs to use hydrogen. . For this reason, when the startup process is output from the controller 110 when the hydrogen generator 102 is in the standby state, the startup process of the hydrogen generator 102 is performed.

上記待機状態において、水素生成装置１０２は自然放冷されるが、その際に、水素生成装置１０２の改質器１６に設けられた温度検知器１４３が改質器１６の温度を検知し（ステップＳ１０６）、検知温度が上記待機可能温度よりも低いＦＰパージ温度（例えば、３００℃）以下になった場合（ステップＳ１０７でＹｅｓ）、第１開閉弁７１、第２開閉弁７２、及びバイパス弁８０は、それぞれの弁を開放し、原料ガス供給器１１２から水素生成装置１０２に原料ガス（パージガス）が供給され（ステップＳ１０８）、水素生成装置１０２内に設けられた反応器（改質器１６等）に存在する水蒸気等のガスが、原料ガスによりパージされて、水素生成装置１０２内より掃気される（水素生成装置１０２に対するパージ処理（以下、ＦＰ（Ｆｕｅｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｏｒ）パージ処理開始））。掃気されたガスは、バイパス経路４４を介して、バーナ１０２ａに送出され、バーナ１０２ａで燃焼される（ステップＳ１０９）。このＦＰパージ処理により、水素生成装置１０２内で、水蒸気が結露して、改質触媒等の触媒が劣化するのを抑制することができる。なお、上記パージ温度は、水素生成装置１０２に対する上記パージ処理時のバーナ１０２ａでの燃焼動作による改質器１６の温度上昇分を加算しても、改質器１６内の原料ガスが炭素析出しない温度として定義される。   In the standby state, the hydrogen generator 102 is naturally allowed to cool. At this time, the temperature detector 143 provided in the reformer 16 of the hydrogen generator 102 detects the temperature of the reformer 16 (step). S106), when the detected temperature is equal to or lower than the FP purge temperature (eg, 300 ° C.) lower than the standby temperature (Yes in Step S107), the first on-off valve 71, the second on-off valve 72, and the bypass valve 80 Open the respective valves, the raw material gas (purge gas) is supplied from the raw material gas supplier 112 to the hydrogen generator 102 (step S108), and the reactor (reformer 16 and the like) provided in the hydrogen generator 102 The gas such as water vapor is purged by the source gas and scavenged from the hydrogen generator 102 (the purge process for the hydrogen generator 102 (hereinafter referred to as FP (Fu)). l Processor) purge process start)). The scavenged gas is sent to the burner 102a through the bypass path 44 and burned in the burner 102a (step S109). By this FP purge process, it is possible to suppress the condensation of water vapor in the hydrogen generator 102 and the deterioration of the catalyst such as the reforming catalyst. Note that, even if the temperature rise of the reformer 16 due to the combustion operation in the burner 102a during the purge process for the hydrogen generator 102 is added to the purge temperature, the raw material gas in the reformer 16 does not carbon deposit. Defined as temperature.

そして、制御器１１０は、上記ＦＰパージ処理を開始してからの経過時間Ｔ１を計測し（ステップＳ１１０）、この経過時間Ｔ１がＦＰパージ時間Ｊ１以上になると（ステップＳ１１１でＹｅｓ）、原料ガス供給器１１２を停止し、第１開閉弁７１、第２開閉弁７２、及びバイパス弁８０を閉止して（ＦＰパージ処理終了）（ステップＳ１１２）、通常の停止処理を終了する。なお、上記パージ時間は、少なくとも水素生成装置１０２内の水蒸気が掃気されるのに必要な時間として定義される。   Then, the controller 110 measures an elapsed time T1 from the start of the FP purge process (step S110), and when the elapsed time T1 becomes equal to or longer than the FP purge time J1 (Yes in step S111), the source gas is supplied. The vessel 112 is stopped, the first on-off valve 71, the second on-off valve 72, and the bypass valve 80 are closed (FP purge process is completed) (step S112), and the normal stop process is ended. The purge time is defined as the time necessary for at least the water vapor in the hydrogen generator 102 to be scavenged.

このように、本実施の形態１に係る水素生成装置１０２では、正常な状態で運転停止に移行する場合においては、少なくとも水素生成装置１０２の機能を保護する程度の停止処理（例えば、水素生成装置１０２を外気と遮断する封止動作）を実行し、速やかに待機状態に移行するように構成されている。また、冷却動作を実行するにしても、水素生成装置１０２が再起動可能な温度状態（つまり、改質器１６の温度が待機可能温度以下の状態）になるまでの間だけ、排熱回収動作をする等の必要最低限の冷却動作を実行するように構成されている。従って、速やかに待機状態に移行できるとともに次回の起動処理は、待機状態に移行してからの経過時間によっては、水素生成装置１０２を構成する機器温度（例えば、改質器１６）が周囲温度（外気温度）よりも高く、水素生成装置１０２を昇温するのに必要なエネルギーが削減され、起動処理に要する時間が短縮され、水素生成装置１０２の起動性が向上する。   As described above, in the hydrogen generator 102 according to the first embodiment, when the operation is stopped in a normal state, a stop process (for example, a hydrogen generator) that protects at least the function of the hydrogen generator 102 is provided. (Sealing operation for shutting off 102 from the outside air) is executed, and the apparatus is promptly shifted to a standby state. Even when the cooling operation is performed, the exhaust heat recovery operation is performed only until the temperature of the hydrogen generator 102 can be restarted (that is, until the temperature of the reformer 16 is equal to or lower than the standby temperature). It is configured to perform the minimum necessary cooling operation such as. Therefore, it is possible to quickly shift to the standby state, and the next start-up process depends on the elapsed time since the shift to the standby state, and the equipment temperature (for example, the reformer 16) constituting the hydrogen generator 102 changes to the ambient temperature ( The temperature required to raise the temperature of the hydrogen generator 102 is reduced, the time required for the startup process is shortened, and the startup performance of the hydrogen generator 102 is improved.

なお、本実施の形態１に係る水素生成装置１０２の停止処理においては、水素生成装置１０２の冷却動作を実行するよう構成されているが、水素生成装置１０２を待機状態に移行させるために適切な停止動作であれば、これに限定されるものではなく、上記冷却動作を実行しなくても構わない。例えば、水素生成装置１０２に、原料ガス供給経路４１より分岐し、バーナ１０２ａに直接、原料ガスを燃焼燃料として供給する燃焼燃料供給路が設けられ、水素生成装置１０２の起動処理の昇温工程において、この燃焼燃料供給路を介してバーナ１０２ａに燃焼燃料を用いて燃焼するよう構成されていてもよい。このように構成された水素生成装置１０２の起動処理においては、水素生成装置１０２の昇温工程において、水素生成装置１０２内に原料ガスのみを通流させる必要がないため、上記冷却動作を実行する必要がない。   In addition, in the stop process of the hydrogen generator 102 according to the first embodiment, the cooling operation of the hydrogen generator 102 is configured to be performed, but it is appropriate to shift the hydrogen generator 102 to the standby state. The stop operation is not limited to this, and the cooling operation may not be performed. For example, the hydrogen generator 102 is provided with a combustion fuel supply path that branches from the source gas supply path 41 and supplies the source gas directly as combustion fuel to the burner 102a. The burner 102a may be configured to burn using the combustion fuel via the combustion fuel supply path. In the startup process of the hydrogen generator 102 configured as described above, it is not necessary to allow only the raw material gas to flow through the hydrogen generator 102 in the temperature raising process of the hydrogen generator 102, so the above cooling operation is executed. There is no need.

次に、本実施の形態１に係る水素生成装置１０２の強制停止処理について、図３を参照しながら説明する。図３は、本発明の実施の形態１に係る水素生成装置１０２における強制停止処理の主な動作を示すフローチャートである。   Next, the forced stop process of the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1 will be described with reference to FIG. FIG. 3 is a flowchart showing the main operation of the forced stop process in the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1 of the present invention.

水素生成装置１０２の使用者又はメンテナンス作業者（操作者）が、リモコン１２０を操作して、停止指令信号が制御器１１０に入力されると、図３に示すように、通常の停止処理と同様に水素生成装置１０２への原料ガス及び水の供給を停止するとともに、水素生成装置１０２の封止動作を実行する（図２のステップＳ１００、Ｓ１０１参照）ことで、バーナ１０２ａでの燃焼動作が停止される（ステップＳ２００）。   When a user of the hydrogen generator 102 or a maintenance operator (operator) operates the remote controller 120 and a stop command signal is input to the controller 110, as shown in FIG. In addition, the supply of the source gas and water to the hydrogen generator 102 is stopped and the sealing operation of the hydrogen generator 102 is executed (see steps S100 and S101 in FIG. 2), so that the combustion operation in the burner 102a is stopped. (Step S200).

燃焼空気供給器１１７は、制御器１１０の制御により、バーナ１０２ａでの燃焼が停止した後も、バーナ１０２ａへの燃焼空気の供給を継続し、水素生成装置１０２の冷却動作を実行する（ステップＳ２０１）。そして、上記冷却動作は、通常の停止処理の場合と異なり、水素生成装置１０２の改質器１６に設けられた温度検知器１４３の検知温度が待機可能温度（例えば、５００℃）以下になっても継続する（ステップＳ２０２〜Ｓ２０４）。   The combustion air supply device 117 continues the supply of the combustion air to the burner 102a even after the combustion in the burner 102a is stopped by the control of the controller 110, and executes the cooling operation of the hydrogen generator 102 (step S201). ). In the cooling operation, unlike the normal stop process, the temperature detected by the temperature detector 143 provided in the reformer 16 of the hydrogen generator 102 becomes equal to or lower than the standby temperature (for example, 500 ° C.). Is also continued (steps S202 to S204).

そして、水素生成装置１０２の上記冷却動作の継続中において温度検知器１４３の検知温度がパージ温度以下になると、通常の停止処理の場合と同様にＦＰパージ処理を実行する（ステップＳ２０５〜Ｓ２１０）。ＦＰパージ処理が完了すると、燃焼空気供給器１１７を停止させ（ステップＳ２１１）、ＦＰ冷却動作を完了する。そして、強制停止処理を完了し、制御器１１０は、水素生成装置１０２を起動不許可状態に移行する（ステップＳ２１２）。ここで、起動不許可状態に移行とは、使用者が水素生成装置１０２の運転を開始するように、リモコン１２０を操作して起動指令を入力しても、制御器１１０の演算処理部が、上述した水素生成装置１０２の起動を許可せず、起動指令を出力しない状態にすることをいう。   Then, when the temperature detected by the temperature detector 143 becomes equal to or lower than the purge temperature while the cooling operation of the hydrogen generator 102 is continued, the FP purge process is executed as in the case of the normal stop process (steps S205 to S210). When the FP purge process is completed, the combustion air supplier 117 is stopped (step S211), and the FP cooling operation is completed. Then, the forced stop process is completed, and the controller 110 shifts the hydrogen generator 102 to a start-up disapproval state (step S212). Here, the transition to the start disapproval state means that even if the user operates the remote controller 120 and inputs a start command so as to start the operation of the hydrogen generator 102, the arithmetic processing unit of the controller 110 This means that the above-described hydrogen generator 102 is not permitted to be activated, and the activation command is not output.

なお、上記強制停止処理における水素生成装置１０２の冷却動作において、バーナ１０２ａに供給する燃焼空気量は、水素生成装置１０２の定格運転時における供給量よりも多くなるように制御することが好ましい。具体的には、強制停止処理における水素生成装置１０２の冷却動作において、制御器１１０が、水素生成装置１０２の定格運転時の操作量よりも大きくなるように、燃焼空気供給器１１７を制御する。これにより、水素生成装置１０２の温度がより速やかに低下し、メンテナンス作業へ移行し易くなる。なお、水素生成装置１０２の定格運転とは、水素生成装置１０２の水素供給運転時において、安定して供給可能な最大水素量を供給している運転として定義される。   In the cooling operation of the hydrogen generator 102 in the forced stop process, it is preferable to control the amount of combustion air supplied to the burner 102a to be larger than the supply amount during the rated operation of the hydrogen generator 102. Specifically, in the cooling operation of the hydrogen generator 102 in the forced stop process, the controller 110 controls the combustion air supplier 117 so as to be larger than the operation amount during the rated operation of the hydrogen generator 102. Thereby, the temperature of the hydrogen generator 102 decreases more quickly, and it becomes easy to shift to the maintenance work. The rated operation of the hydrogen generator 102 is defined as an operation that supplies the maximum amount of hydrogen that can be stably supplied during the hydrogen supply operation of the hydrogen generator 102.

ここで、上記強制停止処理と通常の停止処理とを比較すると、強制停止処理では、改質器１６の温度が待機可能温度以下になってから改質器１６の温度がＦＰパージ処理可能な温度（ＦＰパージ温度以下の温度）になるまでの期間において、通常の停止処理のように自然放冷により水素生成装置１０２が冷却するのを待つのではなく、燃焼空気供給器１１７によるバーナ１０２ａを含む水素生成装置１０２の冷却動作を継続し、水素生成装置１０２をより速やかに冷却するよう制御する点が異なる。   Here, when the forced stop process is compared with the normal stop process, in the forced stop process, the temperature of the reformer 16 becomes a temperature at which the FP purge process can be performed after the temperature of the reformer 16 becomes equal to or lower than the standby temperature. Instead of waiting for the hydrogen generator 102 to cool by natural cooling as in a normal stop process, the burner 102a by the combustion air supplier 117 is included in the period until it reaches (the temperature below the FP purge temperature). The difference is that the cooling operation of the hydrogen generator 102 is continued and the hydrogen generator 102 is controlled to cool more quickly.

すなわち、本実施の形態１に係る水素生成装置１０２では、強制停止処理は、通常の停止処理の場合に比して、水素生成装置１０２の冷却量が多くなるように制御することで、水素生成装置１０２内の機器温度をメンテナンス作業者が火傷等をしない程度にまでより早く降温させ、メンテナンス作業への移行を迅速化させることを可能にするものである。   In other words, in the hydrogen generator 102 according to the first embodiment, the forced stop process is controlled so that the cooling amount of the hydrogen generator 102 is increased as compared with the normal stop process. The temperature of the device in the apparatus 102 can be lowered more quickly to such an extent that the maintenance worker does not burn or the like, and the shift to the maintenance work can be speeded up.

一方、通常の停止処理は、強制停止処理に比して、水素生成装置１０２の冷却量が少なくなるよう制御されるため、待機状態に移行してからの経過時間によっては、起動処理開始時において水素生成装置１０２を構成する機器温度（例えば、改質器１６）が周囲温度（外気温度）よりも高く、水素生成装置１０２を昇温するのに必要なエネルギーが削減され、水素生成装置１０２の起動性が向上する可能性がある。   On the other hand, the normal stop process is controlled so that the cooling amount of the hydrogen generator 102 is reduced as compared with the forced stop process. Therefore, depending on the elapsed time after shifting to the standby state, The equipment temperature (for example, the reformer 16) constituting the hydrogen generator 102 is higher than the ambient temperature (outside air temperature), and the energy required to raise the temperature of the hydrogen generator 102 is reduced. Startability may be improved.

なお、本実施の形態１においては、強制停止処理は、通常の停止処理の場合に比して、燃焼空気供給器１１７による水素生成装置１０２の冷却動作時間を多くなるように制御することで、水素生成装置１０２の冷却量が多くなるよう制御したが、これに限定されず、バーナ１０２ａに供給される燃焼空気量が多くなるように制御することで、水素生成装置１０２の冷却量が多くなるよう制御してもよい。具体的には、強制停止処理時の水素生成装置１０２の冷却動作における燃焼空気供給器１１７の操作量が、通常停止処理時の水素生成装置１０２の冷却動作における上記操作量よりも大きくなるように、制御器１１０が燃焼空気供給器１１７を制御することで実現される。   In the first embodiment, the forced stop process is controlled so as to increase the cooling operation time of the hydrogen generator 102 by the combustion air supply device 117 as compared with the normal stop process. Although the control is performed so that the cooling amount of the hydrogen generator 102 is increased, the present invention is not limited to this, and the cooling amount of the hydrogen generator 102 is increased by controlling the amount of combustion air supplied to the burner 102a to be increased. You may control so. Specifically, the operation amount of the combustion air supplier 117 during the cooling operation of the hydrogen generator 102 during the forced stop process is larger than the operation amount during the cooling operation of the hydrogen generator 102 during the normal stop process. This is realized by the controller 110 controlling the combustion air supplier 117.

また、本実施の形態１においては、リモコン１２０が、停止操作器を構成したが、これに限定されず、リモコン１２０とは別に、水素生成装置１０２の運転を強制的に停止させるための停止操作器を設けてもよい。   In the first embodiment, the remote controller 120 constitutes a stop operation device. However, the present invention is not limited to this, and a stop operation for forcibly stopping the operation of the hydrogen generator 102 is performed separately from the remote controller 120. A vessel may be provided.

（実施の形態２）
図４は、本発明の実施の形態２に係る水素生成装置の概略構成を示す模式図である。なお、図４においては、水素生成装置における上下方向を図における上下方向として表し、また、その一部を省略している。 (Embodiment 2)
FIG. 4 is a schematic diagram showing a schematic configuration of the hydrogen generator according to Embodiment 2 of the present invention. In FIG. 4, the vertical direction in the hydrogen generator is shown as the vertical direction in the drawing, and a part thereof is omitted.

図４に示すように、本発明の実施の形態２に係る水素生成装置１０２は、実施の形態１に係る水素生成装置１０２と基本的構成は同じであるが、燃焼排ガス経路５９の途中に冷却器１２１が設けられている点が異なる。   As shown in FIG. 4, the hydrogen generator 102 according to Embodiment 2 of the present invention has the same basic configuration as the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1, but is cooled in the middle of the combustion exhaust gas path 59. The difference is that the device 121 is provided.

冷却器１２１としては、熱交換器や放熱器等を使用することができる。例えば、冷却器１２１として、熱交換器を使用する場合、熱交換器の一次流路と燃焼排ガス経路５９を接続し、また、熱交換器の二次流路に水を通流するように構成し、バーナ１０２ａから排出された燃焼排ガスが、熱交換器の一次流路を通流する間に、熱交換器の二次流路を通流する水と熱交換して、冷却されるように構成する。そして、制御器１１０は、水素生成装置１０２の停止処理において、バーナ１０２ａが燃焼停止し、かつ、燃焼空気供給器１１７が作動している水素生成装置１０２の冷却動作期間中、熱交換器の二次流路に水を通流させるように制御する。これにより、水素生成装置１０２より熱回収し、燃焼排ガス経路５９を介して水素生成装置１０２外部（パッケージ１１１外部）に排出される排空気の温度が過剰に高温化するのを抑制することができる。なお、本実施の形態２に係る水素生成装置１０２においても、実施の形態１に係る水素生成装置１０２と同様に、改質器１６で生成される水素含有ガス中に含まれる一酸化炭素を更に低減する必要のない場合は、変成器２４及び浄化器２８を設けない形態を採用しても構わない。   As the cooler 121, a heat exchanger, a radiator, or the like can be used. For example, when a heat exchanger is used as the cooler 121, the primary flow path of the heat exchanger and the combustion exhaust gas path 59 are connected, and water is passed through the secondary flow path of the heat exchanger. The combustion exhaust gas discharged from the burner 102a is cooled by exchanging heat with the water flowing through the secondary flow path of the heat exchanger while flowing through the primary flow path of the heat exchanger. Constitute. Then, in the stop process of the hydrogen generator 102, the controller 110 performs the heat exchanger 2 during the cooling operation period of the hydrogen generator 102 in which the burner 102 a stops burning and the combustion air supplier 117 is operating. Control to allow water to flow through the next channel. Thereby, it is possible to suppress the temperature of the exhaust air that is heat recovered from the hydrogen generator 102 and discharged to the outside of the hydrogen generator 102 (outside of the package 111) via the combustion exhaust gas path 59 from being excessively increased. . In the hydrogen generator 102 according to the second embodiment, carbon monoxide contained in the hydrogen-containing gas generated by the reformer 16 is further reduced in the same manner as the hydrogen generator 102 according to the first embodiment. When it is not necessary to reduce, you may employ | adopt the form which does not provide the transformer 24 and the purifier 28. FIG.

なお、上記のバーナ１０２ａの燃焼停止時における燃焼空気供給器１１７による水素生成装置１０２の冷却動作期間とは、本実施の形態２に係る水素生成装置１０２の場合、通常の停止処理においてバーナ１０２ａの燃焼停止後に燃焼空気供給器１１７を改質器１６の温度が待機可能温度以下になるまで動作させる冷却動作期間、または、強制停止処理において、バーナ１０２ａの燃焼停止後に燃焼空気供給器１１７を改質器１６の温度がパージ温度以下になるまで動作させる冷却動作期間を指す。   Note that the cooling operation period of the hydrogen generator 102 by the combustion air supply device 117 when the combustion of the burner 102a is stopped is, in the case of the hydrogen generator 102 according to the second embodiment, the burner 102a in the normal stop process. In the cooling operation period in which the combustion air supply device 117 is operated until the temperature of the reformer 16 becomes equal to or lower than the standby temperature after the combustion is stopped, or in the forced stop processing, the combustion air supply device 117 is reformed after the combustion of the burner 102a is stopped. This refers to the cooling operation period in which the operation is performed until the temperature of the vessel 16 becomes the purge temperature or less.

また、水素生成装置１０２は、強制停止処理時の方が通常の停止処理時よりも冷却量が多くなるよう制御されるが、その際に、水素生成装置１０２の冷却動作期間中におけるバーナ１０２ａに供給される燃焼空気量（燃焼空気供給器１１７の操作量）を通常の停止処理時よりも多くなるよう制御した場合、燃焼排ガス流路１０２を通流する空気により回収される熱量が多くなる。このため、制御器１１０は、通常の停止処理を行うよりも強制停止処理を行うときの方が、熱交換器の二次流路を通流する水の流量を多くするように制御することが好ましい。すなわち、制御器１１０は、通常の停止処理を行うときの冷却器１２１による排空気の冷却量よりも強制停止処理を行うときの冷却器１２１による排空気の冷却量の方が多くなるように、冷却器１２１を制御することが好ましい。   In addition, the hydrogen generator 102 is controlled so that the amount of cooling during the forced stop process is larger than that during the normal stop process. At this time, the burner 102a during the cooling operation period of the hydrogen generator 102 is controlled. When the amount of combustion air supplied (the amount of operation of the combustion air supply device 117) is controlled to be larger than that during normal stop processing, the amount of heat recovered by the air flowing through the combustion exhaust gas flow channel 102 increases. For this reason, the controller 110 can control to increase the flow rate of the water flowing through the secondary flow path of the heat exchanger when the forced stop process is performed rather than the normal stop process. preferable. That is, the controller 110 causes the cooling amount of the exhaust air by the cooler 121 when performing the forced stop process to be larger than the cooling amount of the exhaust air by the cooler 121 when performing the normal stop process. It is preferable to control the cooler 121.

このように構成された本実施の形態２に係る水素生成装置１０２であっても、実施の形態１に係る水素生成装置１０２と同様の作用効果を奏する。また、本実施の形態２に係る水素生成装置１０２では、水素生成装置１０２の冷却動作期間中において燃焼排ガス経路５９より排出される排空気の温度が過剰に高温化するのを抑制することができ、より安全に水素生成装置１０２の停止を行うことができる。   Even the hydrogen generator 102 according to the second embodiment configured as described above has the same effects as the hydrogen generator 102 according to the first embodiment. Further, in the hydrogen generator 102 according to the second embodiment, it is possible to suppress the temperature of the exhaust air discharged from the combustion exhaust gas path 59 from being excessively increased during the cooling operation period of the hydrogen generator 102. Therefore, the hydrogen generator 102 can be stopped more safely.

（実施の形態３）
本発明の実施の形態３に係る燃料電池システムは、実施の形態１に係る水素生成装置１０２を備える。以下、本実施の形態３に係る燃料電池システムについて詳細に説明する。 (Embodiment 3)
The fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention includes the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1. Hereinafter, the fuel cell system according to Embodiment 3 will be described in detail.

［燃料電池システムの構成］
図５は、本発明の実施の形態３に係る燃料電池システムの概略構成を示す模式図である。なお、図５において、燃料電池システムにおける上下方向を図における上下方向として表している。 [Configuration of fuel cell system]
FIG. 5 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention. In FIG. 5, the vertical direction in the fuel cell system is represented as the vertical direction in the figure.

図５に示すように、本発明の実施の形態３に係る燃料電池システム１００は、燃料電池１０１、水素生成装置１０２、酸化剤ガス供給器１０３、冷却水タンク１０４、凝縮水タンク１０５、熱交換器（放熱器）１０６、第１ポンプ（第１送出器）１０７、第２ポンプ（第２送出器）１０８、貯湯タンク１０９、制御器１１０、リモコン１２０、及びハウジングからなるパッケージ１１１を備えており、使用者がリモコン１２０を操作することにより、燃料電池システム１００の運転開始及び運転停止を行うことができるように構成されている。パッケージ１１１は、本実施の形態においては、鉛直方向に長く延びるように形成されており、該パッケージ１１１内部には、燃料電池１０１等の各機器が配設されている。   As shown in FIG. 5, a fuel cell system 100 according to Embodiment 3 of the present invention includes a fuel cell 101, a hydrogen generator 102, an oxidant gas supply device 103, a cooling water tank 104, a condensed water tank 105, heat exchange. A heat sink (heat radiator) 106, a first pump (first transmitter) 107, a second pump (second transmitter) 108, a hot water storage tank 109, a controller 110, a remote controller 120, and a package 111 comprising a housing. The fuel cell system 100 can be started and stopped when the user operates the remote controller 120. In the present embodiment, the package 111 is formed so as to extend in the vertical direction, and each device such as the fuel cell 101 is disposed inside the package 111.

なお、本実施の形態３においては、リモコン１２０が、停止操作器を構成する。リモコン１２０を用いた運転停止のための入力操作としては、例えば、リモコン１２０に設けられた運転停止指令用のボタンを操作者が押下する形態や、リモコン１２０を操作することで、運転停止入力用の画面が表示され、この状態で運転停止の確定入力をボタン操作または画面上でのタッチ操作により行う形態等が挙げられる。   In the third embodiment, remote controller 120 constitutes a stop operating device. As an input operation for stopping operation using the remote controller 120, for example, a mode in which an operator presses a button for stopping operation provided on the remote controller 120, or for operating stop input by operating the remote controller 120. In this state, an operation stop confirmation input is performed by a button operation or a touch operation on the screen.

水素生成装置１０２は、改質器１６、変成器２４、浄化器２８（図１参照）、及びバーナ１０２ａを有していて、水素生成装置１０２の改質器１６の原料ガス供給口１２（図１参照）には、原料ガス供給経路４１の下流端が接続されている。ここでは、原料ガスとして、メタンを主成分とする都市ガスが用いられており、原料ガス供給経路４１の上流端は、都市ガスの配管（図示せず）に接続されている。また、原料ガス供給経路４１には、その上流側から、第１開閉弁７１、ブースターポンプ１１２ａ、流量調整弁１１２ｂ、及び第２開閉弁７２が設けられている。第１開閉弁７１及び第２開閉弁７２は、原料ガス供給経路４１を通流する原料ガスの通流を許可／阻止するように構成されており、例えば、電磁弁等の弁を用いることができる。ブースターポンプ１１２ａは、原料ガス供給経路４１を通流する原料ガスを昇圧するように構成され、流量調整弁１１２ｂは、原料ガス供給経路４１を通流する原料ガスの流量を調整するように構成されていて、ブースターポンプ１１２ａと流量調整弁１１２ｂが、原料ガス供給器１１２を構成する。なお、ここでは、ブースターポンプ１１２ａと流量調整弁１１２ｂが、原料ガス供給器１１２を構成したが、これに限定されず、ブースターポンプ１１２ａのみで、原料ガス供給器１１２を構成してもよい。すなわち、ブースターポンプ１１２ａが、原料ガスの昇圧及び流量調整を行うように構成してもよい。   The hydrogen generator 102 includes a reformer 16, a transformer 24, a purifier 28 (see FIG. 1), and a burner 102a, and the raw material gas supply port 12 (see FIG. 1) of the reformer 16 of the hydrogen generator 102. 1) is connected to the downstream end of the source gas supply path 41. Here, a city gas mainly composed of methane is used as the source gas, and the upstream end of the source gas supply path 41 is connected to a city gas pipe (not shown). The source gas supply path 41 is provided with a first on-off valve 71, a booster pump 112a, a flow rate adjustment valve 112b, and a second on-off valve 72 from the upstream side. The first on-off valve 71 and the second on-off valve 72 are configured to allow / block the flow of the raw material gas flowing through the raw material gas supply path 41. For example, a valve such as an electromagnetic valve may be used. it can. The booster pump 112a is configured to increase the pressure of the source gas flowing through the source gas supply path 41, and the flow rate adjustment valve 112b is configured to adjust the flow rate of the source gas flowing through the source gas supply path 41. In addition, the booster pump 112a and the flow rate adjustment valve 112b constitute the raw material gas supplier 112. Here, the booster pump 112a and the flow rate adjusting valve 112b constitute the raw material gas supply unit 112, but the present invention is not limited to this, and the raw material gas supply unit 112 may be configured only by the booster pump 112a. That is, the booster pump 112a may be configured to increase the pressure of the source gas and adjust the flow rate.

バーナ１０２ａには、オフ燃料ガス経路４３の下流端が接続されており、燃料電池１０１で使用されなかった余剰の燃料ガスがオフ燃料ガスとして、バーナ１０２ａに供給されるように構成されている。また、バーナ１０２ａには、カソードパージガス排出経路５０の下流端が接続されており、後述する燃料電池システム１００の起動処理時又は運転停止時に行われる燃料電池１０１のカソードパージ処理によって、掃気された酸化剤ガス流路１０１ｂに存在するガス（以下、カソードパージガスという）が、バーナ１０２ａに供給される。さらに、バーナ１０２ａには、燃焼空気供給経路５６の下流端が接続されており、その上流端には、燃焼空気供給器１１７が接続されている。   The burner 102a is connected to the downstream end of the off-fuel gas path 43 so that excess fuel gas not used in the fuel cell 101 is supplied to the burner 102a as off-fuel gas. Also, the downstream end of the cathode purge gas discharge path 50 is connected to the burner 102a, and the scavenged oxidation gas is obtained by the cathode purge process of the fuel cell 101 that is performed when the fuel cell system 100 described later is started or stopped. A gas (hereinafter referred to as cathode purge gas) present in the agent gas flow path 101b is supplied to the burner 102a. Furthermore, the downstream end of the combustion air supply path 56 is connected to the burner 102a, and the combustion air supply device 117 is connected to the upstream end.

これにより、バーナ１０２ａは、図示されない流路を通じて供給された原料ガス（または、燃料電池１０１からオフ燃料ガス経路４３を介して供給されたオフ燃料ガス、または、燃料電池１０１からカソードパージガス排出経路５０を介して供給されたカソードパージガス）を燃焼空気供給器１１７から燃焼空気供給経路５６を介して供給された燃焼空気によって燃焼させる。なお、燃焼空気供給器１１７としては、例えば、ブロワやシロッコファン等のファン類を使用することができる。   As a result, the burner 102a is supplied with the raw material gas supplied through a flow path (not shown) (or the off-fuel gas supplied from the fuel cell 101 via the off-fuel gas path 43, or the cathode purge gas discharge path 50 from the fuel cell 101). The cathode purge gas supplied via the combustion air is burned by the combustion air supplied from the combustion air supply device 117 via the combustion air supply path 56. As the combustion air supply device 117, for example, fans such as a blower or a sirocco fan can be used.

また、水素生成装置１０２の改質器１６の水供給口１３（図１参照）には、改質用水供給経路５７の下流端が接続されており、その上流端は、第２凝縮水タンク１０５Ｂの下部に接続されている。また、改質用水供給経路５７の途中には、改質用水供給経路５７を通流する改質用水（凝縮水）の流量を調整する第３ポンプ１１３が設けられている。なお、本実施の形態においては、第２凝縮水タンク１０５Ｂから直接、水素生成装置１０２の改質器１６に凝縮水を供給する構成としたが、これに限定されず、第１凝縮水タンク１０５Ａから直接、水素生成装置１０２の改質器１６に供給する構成としてもよく、また、第２凝縮水タンク１０５Ｂに貯えられた凝縮水を冷却水タンク１０４に供給し、冷却水タンク１０４に貯えられている冷却水とともに、水素生成装置１０２の改質器に供給する構成としてもよい。   Further, the downstream end of the reforming water supply path 57 is connected to the water supply port 13 (see FIG. 1) of the reformer 16 of the hydrogen generator 102, and the upstream end thereof is connected to the second condensed water tank 105B. Connected to the bottom of the. Further, a third pump 113 that adjusts the flow rate of the reforming water (condensed water) that flows through the reforming water supply path 57 is provided in the middle of the reforming water supply path 57. In the present embodiment, the condensate is supplied directly from the second condensate tank 105B to the reformer 16 of the hydrogen generator 102. However, the present invention is not limited to this, and the first condensate tank 105A is not limited thereto. The condensate stored in the second condensate tank 105 </ b> B may be supplied to the cooling water tank 104 and stored in the cooling water tank 104. It is good also as a structure supplied to the reformer of the hydrogen production | generation apparatus 102 with the cooling water.

さらに、水素生成装置１０２の浄化器２８には、酸化用空気供給路５８の上流端が接続されており、その下流端は、酸化用空気供給器１１６に接続されている。酸化用空気供給器１１６は、浄化器での酸化反応に用いられる空気を供給するように構成されている。なお、酸化用空気供給器１１６としては、例えば、ブロワやシロッコファン等のファン類を使用することができる。   Further, the upstream end of the oxidizing air supply path 58 is connected to the purifier 28 of the hydrogen generator 102, and the downstream end thereof is connected to the oxidizing air supply 116. The oxidizing air supply unit 116 is configured to supply air used for the oxidation reaction in the purifier. For example, fans such as a blower and a sirocco fan can be used as the oxidizing air supply 116.

そして、改質器１６では、バーナ１０２ａで生成された燃焼排ガスの伝熱を利用して、原料ガス供給器１１２から原料ガス供給経路４１を介して供給される原料ガス（メタン）と、第１凝縮水タンク１０５Ａから供給される凝縮水と、を改質反応させることにより、水素リッチな水素含有ガス（改質ガス）を生成する。また、変成器２４では、改質器１６で生成された改質ガスを、変成反応させることにより、改質ガスに含まれる一酸化炭素を低減させる。浄化器２８では、変成器２４で一酸化炭素が低減された改質ガス中の一酸化炭素を、酸化用空気供給器１１６から酸化用空気供給路５８を介して供給された酸化用空気と反応させることにより、一酸化炭素が１０ｐｐｍ以下にまで低減された燃料ガスが生成される。なお、本実施の形態においては、原料ガスとしてメタンを使用しているが、これに限定されず、エタン、プロパンなどの炭化水素を含むガス、気体のアルコールを含むガス等に例示されるような少なくとも炭素及び水素から構成される有機化合物を含むガスを使用することができる。また、本実施の形態３に係る燃料電池システム１００における水素生成装置１０２においては、変成器２４及び浄化器２８を設ける形態について採用したが、改質器１６で生成される水素含有ガス中に含まれる一酸化炭素を更に低減する必要のない場合は、変成器２４及び浄化器２８を設けない形態を採用しても構わない。例えば、水素利用機器１０１が、一酸化炭素に対して被毒しにくい機器（例：固体酸化物燃料電池）である場合、上記形態が採用される。   The reformer 16 utilizes the heat transfer of the combustion exhaust gas generated by the burner 102a, the source gas (methane) supplied from the source gas supply unit 112 via the source gas supply path 41, and the first By performing a reforming reaction with the condensed water supplied from the condensed water tank 105A, a hydrogen-rich hydrogen-containing gas (reformed gas) is generated. Further, the transformer 24 reduces the carbon monoxide contained in the reformed gas by subjecting the reformed gas generated in the reformer 16 to a shift reaction. In the purifier 28, the carbon monoxide in the reformed gas whose carbon monoxide has been reduced by the transformer 24 reacts with the oxidizing air supplied from the oxidizing air supply 116 via the oxidizing air supply path 58. By doing so, fuel gas in which carbon monoxide is reduced to 10 ppm or less is generated. In the present embodiment, methane is used as the raw material gas. However, the present invention is not limited to this, and examples thereof include gases containing hydrocarbons such as ethane and propane, gases containing gaseous alcohol, and the like. A gas containing an organic compound composed of at least carbon and hydrogen can be used. Further, in the hydrogen generator 102 in the fuel cell system 100 according to the third embodiment, the embodiment in which the transformer 24 and the purifier 28 are provided is adopted, but is included in the hydrogen-containing gas generated by the reformer 16. If it is not necessary to further reduce the carbon monoxide to be produced, a configuration in which the transformer 24 and the purifier 28 are not provided may be adopted. For example, when the hydrogen using device 101 is a device that is not easily poisoned with respect to carbon monoxide (for example, a solid oxide fuel cell), the above configuration is adopted.

また、水素生成装置１０２の浄化器２８の燃料ガス出口３２（図１参照）には、燃料ガス供給経路４２の上流端が接続されており、その途中には、三方弁からなる第１切替器（封止器）７３が設けられ、また、燃料ガス供給経路４２の下流端は、燃料電池１０１の燃料ガス流路１０１ａの上流端に接続されている。具体的には、燃料ガス供給経路４２は、第１燃料ガス供給経路４２ａと第２燃料ガス供給経路４２ｂから構成されていて、第１燃料ガス供給経路４２ａの上流端は、水素生成装置１０２の浄化器２８の燃料ガス出口３２と接続されていて、その下流端は、第１切替器７３の第１ポート７３ａと接続されている。また、第２燃料ガス供給経路４２ｂの上流端は、第１切替器７３の第３ポート７３ｃに接続されていて、その下流端は、燃料電池１０１の燃料ガス流路１０１ａの上流端に接続されている。なお、第１切替器７３の第２ポート７３ｂには、燃料ガスバイパス経路４４の上流端が接続され、その下流端は、オフ燃料ガス経路４３の途中に接続されている。   The upstream end of the fuel gas supply path 42 is connected to the fuel gas outlet 32 (see FIG. 1) of the purifier 28 of the hydrogen generator 102, and a first switch consisting of a three-way valve is provided in the middle. (Sealing device) 73 is provided, and the downstream end of the fuel gas supply path 42 is connected to the upstream end of the fuel gas channel 101 a of the fuel cell 101. Specifically, the fuel gas supply path 42 includes a first fuel gas supply path 42 a and a second fuel gas supply path 42 b, and the upstream end of the first fuel gas supply path 42 a is connected to the hydrogen generator 102. It is connected to the fuel gas outlet 32 of the purifier 28, and its downstream end is connected to the first port 73 a of the first switch 73. The upstream end of the second fuel gas supply path 42 b is connected to the third port 73 c of the first switch 73, and the downstream end is connected to the upstream end of the fuel gas channel 101 a of the fuel cell 101. ing. Note that the upstream end of the fuel gas bypass path 44 is connected to the second port 73 b of the first switch 73, and the downstream end thereof is connected in the middle of the off-fuel gas path 43.

また、燃料電池１０１の燃料ガス流路１０１ａの下流端には、オフ燃料ガス経路４３の上流端が接続されており、その下流端は、水素生成装置１０２のバーナ１０２ａに接続されている。オフ燃料ガス経路４３の燃料ガスバイパス経路４４との接続点より上流側には、オフ燃料ガス経路４３を通流する燃料ガス等の通流を許可／阻止するための第４開閉弁７５が設けられている。また、オフ燃料ガス経路４３の燃料ガスバイパス経路４４との接続点より下流側には、第１凝縮器１１４が設けられていて、オフ燃料ガス経路４３と第１凝縮器１１４の一次流路１１４ａとが接続されている。第１凝縮器１１４は、水蒸気を凝縮して水に液化することにより、未反応の燃料ガスと水分とを分離するように構成されている。そして、オフ燃料ガス経路４３の第１凝縮器１１４の下流側には、鉛直方向に延びるように形成された第１凝縮水経路４５の上流端が接続されていて、第１凝縮水経路４５の下流端は、第２凝縮水タンク１０５Ｂの上部（ここでは、上端面）に接続されている。さらに、オフガス燃料ガス経路４３の燃料ガスバイパス経路４４の接続点よりも下流側には、第７開閉弁７８が設けられている。   The upstream end of the off-fuel gas path 43 is connected to the downstream end of the fuel gas passage 101 a of the fuel cell 101, and the downstream end is connected to the burner 102 a of the hydrogen generator 102. A fourth on-off valve 75 for permitting / blocking the flow of fuel gas or the like flowing through the off-fuel gas path 43 is provided upstream of the connection point of the off-fuel gas path 43 with the fuel gas bypass path 44. It has been. In addition, a first condenser 114 is provided on the downstream side of the connection point between the off-fuel gas path 43 and the fuel gas bypass path 44, and the primary flow path 114 a of the off-fuel gas path 43 and the first condenser 114 is provided. And are connected. The first condenser 114 is configured to separate unreacted fuel gas and moisture by condensing water vapor and liquefying it into water. The upstream end of the first condensed water path 45 formed so as to extend in the vertical direction is connected to the downstream side of the first condenser 114 in the off fuel gas path 43. The downstream end is connected to the upper part (here, the upper end surface) of the second condensed water tank 105B. Further, a seventh on-off valve 78 is provided on the downstream side of the connection point of the off-gas fuel gas path 43 with the fuel gas bypass path 44.

これにより、水素生成装置１０２で生成された燃料ガスが、燃料電池１０１の燃料ガス流路１０１ａに供給され、燃料ガス流路１０１ａに供給された燃料ガスは、燃料ガス流路１０１ａを通流する間に、各セルのアノード（図示せず）に供給されて、電気化学反応に供される。また、燃料電池１０１で使用されなかった余剰の燃料ガスは、オフガスとしてオフ燃料ガス経路４３に流入する。オフ燃料ガス経路４３に流入した余剰の燃料ガスは、第１凝縮器１１４の一次流路１１４ａを通流する間に、燃料ガス中に含まれる水蒸気が凝縮され、水に液化される。そして、第１凝縮器１１４で分離された余剰の燃料ガスは、オフガスとしてバーナ１０２ａに供給され、上述したように、バーナ１０２ａで燃焼される。一方、第１凝縮器１１４で分離された水は、第１凝縮水経路４５を介して、第２凝縮水タンク１０５Ｂに供給される。   As a result, the fuel gas generated by the hydrogen generator 102 is supplied to the fuel gas channel 101a of the fuel cell 101, and the fuel gas supplied to the fuel gas channel 101a flows through the fuel gas channel 101a. In the meantime, it is supplied to the anode (not shown) of each cell and subjected to an electrochemical reaction. Further, surplus fuel gas that has not been used in the fuel cell 101 flows into the off-fuel gas path 43 as off-gas. While the surplus fuel gas that has flowed into the off-fuel gas path 43 flows through the primary flow path 114a of the first condenser 114, the water vapor contained in the fuel gas is condensed and liquefied into water. Then, the surplus fuel gas separated by the first condenser 114 is supplied to the burner 102a as an off gas, and is burned by the burner 102a as described above. On the other hand, the water separated by the first condenser 114 is supplied to the second condensed water tank 105 </ b> B via the first condensed water path 45.

酸化剤ガス供給器１０３は、燃料電池１０１の酸化剤ガス流路１０１ｂに酸化剤ガス（ここでは、空気）を供給することができるように構成されていて、例えば、ブロワやシロッコファン等のファン類を使用することができる。酸化剤ガス供給器１０３には、酸化剤ガス供給経路４６の上流端が接続されていて、その下流端は、燃料電池１０１の酸化剤ガス流路１０１ｂに接続されている。   The oxidant gas supply unit 103 is configured to be able to supply an oxidant gas (here, air) to the oxidant gas flow path 101b of the fuel cell 101. For example, a fan such as a blower or a sirocco fan is used. Can be used. An upstream end of an oxidant gas supply path 46 is connected to the oxidant gas supply device 103, and a downstream end thereof is connected to the oxidant gas flow path 101 b of the fuel cell 101.

第３開閉弁７４は、酸化剤ガス供給経路４６を開閉するように構成されており、例えば、電磁弁等の弁を用いることができる。   The third on-off valve 74 is configured to open and close the oxidant gas supply path 46, and for example, a valve such as an electromagnetic valve can be used.

また、第３開閉弁７４の下流の酸化剤ガス供給経路４６には、パージガス供給経路４９の下流端が接続されていて、その上流端は、原料ガス供給経路４１の流量調整弁１１２ｂと第２開閉弁７２との間の部分に接続されている。パージガス供給経路４９は、パージガス又は補圧ガスとしての原料ガスが通流するように構成されていて、その途中には、第６開閉弁７７が設けられている。第６開閉弁７７は、パージガス供給経路４９を開閉するように構成されており、例えば、電磁弁等の弁を用いることができる。   Further, the downstream end of the purge gas supply path 49 is connected to the oxidant gas supply path 46 downstream of the third on-off valve 74, and the upstream end thereof is connected to the flow rate adjusting valve 112 b of the source gas supply path 41 and the second end. It is connected to the part between the on-off valve 72. The purge gas supply path 49 is configured to allow a source gas as a purge gas or a supplemental gas to flow therethrough, and a sixth on-off valve 77 is provided in the middle thereof. The sixth on-off valve 77 is configured to open and close the purge gas supply path 49, and for example, a valve such as an electromagnetic valve can be used.

燃料電池１０１の酸化剤ガス流路１０１ｂの下流端には、オフ酸化剤ガス経路４７の上流端が接続されていて、その下流端は、燃料電池システム１００の外部に開口されている。オフ酸化剤ガス経路４７の途中には、オフ酸化剤ガス経路４７を開閉する第５開閉弁７６が設けられている。オフ酸化剤ガス経路４７の上流端と第５開閉弁７６との間には、カソードパージガス排出経路５０の上流端が接続されており、その下流端は、上述したように、水素生成装置１０２のバーナ１０２ａに接続されている。また、カソードパージガス排出経路５０には、第９開閉弁８１が設けられている。   The upstream end of the off-oxidant gas path 47 is connected to the downstream end of the oxidant gas flow path 101 b of the fuel cell 101, and the downstream end is opened to the outside of the fuel cell system 100. A fifth on-off valve 76 that opens and closes the off-oxidant gas path 47 is provided in the middle of the off-oxidant gas path 47. The upstream end of the cathode purge gas discharge path 50 is connected between the upstream end of the off-oxidant gas path 47 and the fifth on-off valve 76, and the downstream end of the hydrogen generator 102 is connected as described above. It is connected to the burner 102a. Further, a ninth on-off valve 81 is provided in the cathode purge gas discharge path 50.

また、オフ酸化剤ガス経路４７の第５開閉弁７６より下流側には、第２凝縮器１１５が設けられていて、オフ酸化剤ガス経路４７と第２凝縮器１１５の一次流路１１５ａとが接続されている。第２凝縮器１１５は、オフ酸化剤ガス経路４７を流れるオフ酸化剤ガス中の水蒸気を凝縮して水に液化することにより、燃料電池１０１で使用されなかった余剰のオフ酸化剤ガスと水分とを分離するように構成されている。そして、第２凝縮器１１５の下流側のオフ酸化剤ガス経路４７には、鉛直下方向に延び、第１凝縮水タンク１０５Ａに接続されている。   Further, a second condenser 115 is provided downstream of the fifth on-off valve 76 in the off-oxidant gas path 47, and the off-oxidant gas path 47 and the primary flow path 115 a of the second condenser 115 are provided. It is connected. The second condenser 115 condenses the water vapor in the off-oxidant gas flowing through the off-oxidant gas path 47 and liquefies it into water, thereby surplus off-oxidant gas and moisture that have not been used in the fuel cell 101. Are configured to separate. The off-oxidant gas path 47 on the downstream side of the second condenser 115 extends vertically downward and is connected to the first condensed water tank 105A.

これにより、酸化剤ガス供給器１０３から、酸化剤ガス供給経路４６を介して、燃料電池１０１の酸化剤ガス流路１０１ｂに酸化剤ガスが供給され、酸化剤ガス流路１０１ｂに供給された酸化剤ガスは、酸化剤ガス流路１０１ｂを通流する間に、各セルのカソード（図示せず）に供給されて、電気化学反応に供される。また、燃料電池１０１で電気化学反応に使用されなかった余剰の酸化剤ガスは、上記電気化学反応で生成された水とともにオフ酸化剤ガス経路４７に流入する。オフ酸化剤ガス経路４７に流入した余剰の酸化剤ガスは、第２凝縮器１１５の二次流路１１５ｂを通流する間に、酸化剤ガス中に含まれる水蒸気が凝縮され、水に液化される。そして、第２凝縮器１１５より排出された余剰の酸化剤ガスは、オフ酸化剤ガス経路４７を介して第１凝縮水タンク１０５Ａに導入後、第１凝縮水タンク１０５Ａに設けられた排気口より排出され、最終的に燃料電池システム１００外（パッケージ１１１外）に排出される。一方、第２凝縮器１１５で分離された水は、第１凝縮水タンク１０５Ａに供給される。なお、第１凝縮水タンク１０５Ａに供給された水は、所定量貯まると第２凝縮水タンク１０５Ｂに供給される。   As a result, the oxidant gas is supplied from the oxidant gas supply unit 103 to the oxidant gas flow path 101b of the fuel cell 101 via the oxidant gas supply path 46, and the oxidant gas supplied to the oxidant gas flow path 101b. The agent gas is supplied to the cathode (not shown) of each cell while passing through the oxidant gas flow path 101b and is subjected to an electrochemical reaction. Further, the surplus oxidant gas that has not been used for the electrochemical reaction in the fuel cell 101 flows into the off-oxidant gas path 47 together with the water generated by the electrochemical reaction. The excess oxidant gas that has flowed into the off-oxidant gas path 47 is condensed into water by the water vapor contained in the oxidant gas being condensed while flowing through the secondary flow path 115b of the second condenser 115. The Then, excess oxidant gas discharged from the second condenser 115 is introduced into the first condensed water tank 105A via the off-oxidant gas path 47, and then from an exhaust port provided in the first condensed water tank 105A. It is discharged and finally discharged outside the fuel cell system 100 (outside the package 111). On the other hand, the water separated by the second condenser 115 is supplied to the first condensed water tank 105A. The water supplied to the first condensed water tank 105A is supplied to the second condensed water tank 105B when a predetermined amount is accumulated.

そして、燃料電池１０１では、燃料ガス流路１０１ａから各セルのアノードに供給された燃料ガスと、酸化剤ガス流路１０１ｂから各セルのカソードに供給された酸化剤ガスとが、電気化学的に反応して電気と熱が発生する。燃料電池１０１で電気化学反応に使用されなかった余剰の燃料ガスは、オフ燃料ガス経路４３を通流して、第２凝縮水タンク１０５Ｂに貯えられる。   In the fuel cell 101, the fuel gas supplied from the fuel gas flow path 101a to the anode of each cell and the oxidant gas supplied from the oxidant gas flow path 101b to the cathode of each cell are electrochemically generated. It reacts to generate electricity and heat. Excess fuel gas that has not been used for the electrochemical reaction in the fuel cell 101 flows through the off-fuel gas path 43 and is stored in the second condensed water tank 105B.

また、燃料電池１０１には、燃料ガスと酸化剤ガスとの電気化学反応により発生した熱を回収して、燃料電池１０１を冷却するための冷却水（第１熱媒体）が通流する冷却水流路１０１ｃが設けられている。冷却水流路１０１ｃの上流端には、冷却水供給経路５１の下流端が接続されており、その上流端は、冷却水を貯えるための冷却水タンク１０４の下部に接続されている。また、冷却水流路１０１ｃの下流端には、冷却水排出経路５２の上流端が接続されており、その下流端は、冷却水タンク１０４の下端面に接続されている。   In addition, the fuel cell 101 collects heat generated by the electrochemical reaction between the fuel gas and the oxidant gas, and a cooling water flow through which cooling water (first heat medium) for cooling the fuel cell 101 flows. A path 101c is provided. The downstream end of the cooling water supply path 51 is connected to the upstream end of the cooling water flow path 101c, and the upstream end is connected to the lower part of the cooling water tank 104 for storing cooling water. In addition, the upstream end of the cooling water discharge path 52 is connected to the downstream end of the cooling water flow path 101 c, and the downstream end is connected to the lower end surface of the cooling water tank 104.

冷却水経路（第１熱媒体経路）の適所、例えば、燃料電池１０１内の冷却水流路１０１ｃ以外の冷却水経路に、熱交換器１０６が設けられ、冷却水供給経路５１と熱交換器１０６の一次流路１０６ａとが接続される。本実施の形態では、熱交換器１０６は、その一例として冷却水供給経路５１に設けられている。また、熱交換器１０６は、一次流路１０６ａを通流する冷却水と、後述する二次流路１０６ｂを通流する貯湯水（第２熱媒体）と、の間で熱交換することができるように構成されている。なお、冷却水供給経路５１、熱交換器１０６の一次流路１０６ａ、燃料電池１０１の冷却水流路１０１ｃ、及び冷却水排出経路５２から、冷却水経路（第１熱媒体経路）が構成される。   A heat exchanger 106 is provided at an appropriate position of the cooling water path (first heat medium path), for example, a cooling water path other than the cooling water flow path 101 c in the fuel cell 101, and the cooling water supply path 51 and the heat exchanger 106 are connected to each other. The primary flow path 106a is connected. In the present embodiment, the heat exchanger 106 is provided in the cooling water supply path 51 as an example. The heat exchanger 106 can exchange heat between cooling water flowing through the primary flow path 106a and hot water (second heat medium) flowing through the secondary flow path 106b described later. It is configured as follows. The cooling water supply path 51, the primary flow path 106a of the heat exchanger 106, the cooling water flow path 101c of the fuel cell 101, and the cooling water discharge path 52 constitute a cooling water path (first heat medium path).

また、冷却水排出経路５２の上流端近傍には、温度検知器１３７が設けられている。温度検知器１３７は、冷却水経路を通流する冷却水の温度を検知し、検知した温度を制御器１１０に出力するように構成されている。また、本実施の形態においては、温度検知器１４７を熱交換器１０６より下流の冷却水供給経路５１に設け、燃料電池１０１に流入する冷却水流路１０１ｃから排出された冷却水の温度を検知し、検知した温度を、制御器１１０に出力するように構成されている。なお、冷却水の温度を検知する温度検知器は、上記構成に限定されず、温度検知器１３７及び温度検知器１４７のいずれか一方でも構わないし、冷却水経路（第１熱媒体経路）上であればいずれの箇所に設けても構わない。   Further, a temperature detector 137 is provided in the vicinity of the upstream end of the cooling water discharge path 52. The temperature detector 137 is configured to detect the temperature of the cooling water flowing through the cooling water path and output the detected temperature to the controller 110. In the present embodiment, a temperature detector 147 is provided in the cooling water supply path 51 downstream from the heat exchanger 106 to detect the temperature of the cooling water discharged from the cooling water passage 101c flowing into the fuel cell 101. The detected temperature is output to the controller 110. Note that the temperature detector that detects the temperature of the cooling water is not limited to the above-described configuration, and may be either the temperature detector 137 or the temperature detector 147, and on the cooling water path (first heat medium path). If it exists, it may be provided at any location.

さらに、冷却水経路（ここでは、冷却水供給経路５１）の適所には、冷却水経路を通流する冷却水の流量を調整するための第１ポンプ（第１送出器）１０７が設けられている。なお、本発明の第１送出器として、ここでは、流量調節が可能なポンプを用いているが、これに限定されず、ポンプと流量調整弁とを組み合わせて流量調整を行う流量調節器を用いてもよい。   Furthermore, a first pump (first delivery device) 107 for adjusting the flow rate of the cooling water flowing through the cooling water path is provided at an appropriate position of the cooling water path (here, the cooling water supply path 51). Yes. In addition, although the pump which can adjust flow volume is used as the 1st sending device of this invention here, it is not limited to this, The flow regulator which adjusts flow volume combining a pump and a flow regulating valve is used. May be.

これにより、冷却水供給経路５１を通流する冷却水は、熱交換器１０６の一次流路１０６ａを通流する間に、熱交換器１０６の二次流路１０６ｂを通流する貯湯水と熱交換して冷却される。冷却された冷却水は、燃料電池１０１の冷却水流路１０１ｃに供給される。冷却水流路１０１ｃに供給された冷却水は、燃料電池１０１で発生した熱を回収して、燃料電池１０１を冷却する。そして、燃料電池１０１の排熱を回収した冷却水は、冷却水タンク１０４に供給される。   As a result, the cooling water flowing through the cooling water supply path 51 passes through the primary flow path 106a of the heat exchanger 106 and the hot water and heat flowing through the secondary flow path 106b of the heat exchanger 106. Replace and cool. The cooled cooling water is supplied to the cooling water passage 101c of the fuel cell 101. The cooling water supplied to the cooling water channel 101 c recovers heat generated in the fuel cell 101 and cools the fuel cell 101. Then, the cooling water recovered from the exhaust heat of the fuel cell 101 is supplied to the cooling water tank 104.

貯湯タンク１０９は、ここでは、鉛直方向に延びるように形成されていて、貯湯タンク１０９の下部には、市水を供給するための水供給路５３が接続されており、貯湯タンク１０９の上部には、貯湯水を利用者に供給するための貯湯水供給路５４が接続されている。また、貯湯水供給路５４には、貯湯水を利用する熱負荷が接続されている（図示せず）。熱負荷としては、例えば、給湯機器、暖房機器や空調機器が挙げられる。   Here, the hot water storage tank 109 is formed so as to extend in the vertical direction, and a water supply path 53 for supplying city water is connected to a lower portion of the hot water storage tank 109, and an upper portion of the hot water storage tank 109 is connected to the hot water storage tank 109. Is connected to a hot water supply channel 54 for supplying hot water to the user. The hot water supply channel 54 is connected to a heat load that uses the hot water (not shown). Examples of the thermal load include hot water supply equipment, heating equipment, and air conditioning equipment.

また、貯湯タンク１０９の下端面には、貯湯水経路５５の上流端が接続されていて、その下流端は、貯湯タンク１０９の上部に接続されている。貯湯水経路５５には、上流側から順に第２ポンプ（第２送出器）１０８、第１凝縮器１１４、第２凝縮器１１５、及び熱交換器１０６が設けられていて、貯湯水経路５５は、第１凝縮器１１４の二次流路１１４ｂ、第２凝縮器１１５の二次流路１１５ｂ、及び熱交換器１０６の二次流路１０６ｂとそれぞれ接続されている。   In addition, an upstream end of the hot water storage passage 55 is connected to a lower end surface of the hot water storage tank 109, and a downstream end thereof is connected to an upper portion of the hot water storage tank 109. The hot water path 55 is provided with a second pump (second transmitter) 108, a first condenser 114, a second condenser 115, and a heat exchanger 106 in order from the upstream side. The secondary flow path 114b of the first condenser 114, the secondary flow path 115b of the second condenser 115, and the secondary flow path 106b of the heat exchanger 106 are respectively connected.

これにより、貯湯水経路５５を通流する貯湯水は、第１凝縮器１１４の二次流路１１４ｂを通流する間に、第１凝縮器１１４の一次流路１１４ａを通流するオフ燃料ガスと熱交換して加熱され、ついで、第２凝縮器１１５の二次流路１１５ｂを通流する間に、第２凝縮器１１５の一次流路１１５ａを通流する酸化剤ガスと熱交換して加熱される。そして、第２凝縮器１１５の二次流路１１５ｂを通流した貯湯水は、熱交換器１０６の二次流路１０６ｂを通流する間に、熱交換器１０６の一次流路１０６ａを通流する冷却水と熱交換して加熱される。加熱された貯湯水は、貯湯水経路５５を通流して、貯湯タンク１０９の上端部に供給される。このような構成により、貯湯タンク１０９は、下部には市水温度に近い温度の低い水が貯えられ、熱交換器１０６等により高温化した熱媒体が上部に貯えられる、いわゆる積層沸き上げ型の貯湯タンクとなる。   As a result, the hot water flowing through the hot water path 55 passes through the primary flow path 114a of the first condenser 114 while flowing through the secondary flow path 114b of the first condenser 114. Heat exchange with the oxidant gas flowing through the primary flow path 115a of the second condenser 115 while flowing through the secondary flow path 115b of the second condenser 115. Heated. The stored hot water flowing through the secondary flow path 115b of the second condenser 115 flows through the primary flow path 106a of the heat exchanger 106 while flowing through the secondary flow path 106b of the heat exchanger 106. Heat is exchanged with cooling water. The heated hot water is supplied to the upper end of the hot water tank 109 through the hot water passage 55. With such a configuration, the hot water storage tank 109 stores water having a low temperature close to the city water temperature in the lower part, and stores a heat medium heated by the heat exchanger 106 or the like in the upper part. It becomes a hot water storage tank.

また、燃料電池システム１００は、貯湯水経路５５には熱交換器１０６を通過後の貯湯水の温度を検知する温度検知器１４６と、温度検知器１４６よりも下流側の貯湯水経路５５には、貯湯タンク１０９をバイパスして第１凝縮器１１４よりも上流の貯湯水経路５５に接続する貯湯バイパス経路２０７と、熱交換器１０６を通過後の貯湯水の流入先を貯湯タンク１０９と貯湯バイパス経路２０７との間で切り替える切替器２０６とを備える。   Further, the fuel cell system 100 includes a temperature detector 146 that detects the temperature of hot water after passing through the heat exchanger 106 in the hot water path 55, and a hot water path 55 that is downstream of the temperature detector 146. The hot water storage tank 109 and the hot water storage bypass serve as the hot water storage bypass path 207 that bypasses the hot water storage tank 109 and connects to the hot water storage water path 55 upstream of the first condenser 114, and the hot water inflow destination after passing through the heat exchanger 106. And a switcher 206 that switches to and from the path 207.

また、燃料電池１０１には、適宜な配線により、インバータ１１８が電気的に接続されていて、燃料電池１０１が発電した直流電流を交流電流に変換し、燃料電池システム１００外の電力負荷に電力を供給するように構成されている。また、インバータ１１８より出力された電流が流れる電路には、系統連系点を介して、系統電源が接続されている（いずれも図示せず）。すなわち、燃料電池１０１の出力電力と系統電源からの電力が、系統連系点で系統連系されている。   In addition, an inverter 118 is electrically connected to the fuel cell 101 by appropriate wiring, and a direct current generated by the fuel cell 101 is converted into an alternating current, and power is supplied to an electric power load outside the fuel cell system 100. It is configured to supply. In addition, a system power supply is connected to the electrical path through which the current output from the inverter 118 flows (not shown) via a system interconnection point. That is, the output power of the fuel cell 101 and the power from the system power supply are grid-connected at the grid connection point.

また、パッケージ１１１の適所には、吸気口６１及び排気口６２が設けられている。吸気口６１及び排気口６２は、パッケージ１１１内全体に外気が通流するように、なるべく互いに離れて設けられていることが好ましく、排気口６２は、メタンを主成分とする都市ガスや水素等の酸素よりも軽い可燃性ガスが滞留しやすいパッケージ１１１の上部に設けられていることが好ましい。また、排気口６２近傍には、換気ファン１１９が配置されている。なお、換気ファン１１９は、シロッコファンなどのファン類を使用することができる。   An intake port 61 and an exhaust port 62 are provided at appropriate positions of the package 111. The intake port 61 and the exhaust port 62 are preferably provided as far away from each other as possible so that the outside air can flow through the entire package 111. The exhaust port 62 may be a city gas mainly composed of methane, hydrogen, or the like. It is preferable that the flammable gas, which is lighter than oxygen, is provided on the upper portion of the package 111 where it is likely to stay. A ventilation fan 119 is disposed in the vicinity of the exhaust port 62. The ventilation fan 119 can be a fan such as a sirocco fan.

これにより、換気ファン１１９によって、吸気口６１から外気が吸気され、吸気された外気が排気口６２から排出される。   Thereby, the ventilation fan 119 sucks outside air from the intake port 61 and the sucked outside air is discharged from the exhaust port 62.

燃料電池システム１００のパッケージ１１１内には、可燃性ガスセンサ１４０が設けられている。可燃性ガスセンサ１４０は、燃料電池システム１００（パッケージ１１１）内の可燃性ガス（例えば、原料ガスや水素ガス）の漏れ（濃度）を検知して、検知した可燃性ガスの濃度を制御器１１０に出力するように構成されている。なお、本実施の形態においては、可燃性ガスセンサ１４０は、メタンを主成分とする都市ガスや水素等の酸素よりも軽い可燃性ガスが滞留しやすいパッケージ１１１の上部であって、換気ファン１１９近傍に設けられている。   A combustible gas sensor 140 is provided in the package 111 of the fuel cell system 100. The combustible gas sensor 140 detects leakage (concentration) of combustible gas (for example, raw material gas or hydrogen gas) in the fuel cell system 100 (package 111), and supplies the detected combustible gas concentration to the controller 110. It is configured to output. In the present embodiment, the combustible gas sensor 140 is an upper part of the package 111 in which a combustible gas that is lighter than oxygen such as city gas or hydrogen, which is mainly composed of methane, is located in the vicinity of the ventilation fan 119. Is provided.

制御器１１０は、マイコン等のコンピュータによって構成されており、ＣＰＵ等からなる演算処理部、メモリ等からなる記憶部、通信部、及びカレンダー機能を有する時計部を有している（いずれも図示せず）。演算処理部は、記憶部に格納された所定の制御プログラムを読み出し、これを実行することにより、燃料電池システム１００に関する各種の制御を行う。また、演算処理部は、記憶部に記憶されたデータや操作入力部から入力されたデータを処理する。   The controller 110 is configured by a computer such as a microcomputer, and includes an arithmetic processing unit including a CPU, a storage unit including a memory, a communication unit, and a clock unit having a calendar function (all of which are not shown). ) The arithmetic processing unit reads out a predetermined control program stored in the storage unit and executes it, thereby performing various controls relating to the fuel cell system 100. The arithmetic processing unit processes data stored in the storage unit and data input from the operation input unit.

ここで、本明細書において、制御器とは、単独の制御器だけでなく、複数の制御器が協働して燃料電池システム１００の制御を実行する制御器群をも意味する。このため、制御器１１０は、単独の制御器から構成される必要はなく、複数の制御器が分散配置され、それらが協働して燃料電池システム１００を制御するように構成されていてもよい。   Here, in this specification, the controller means not only a single controller but also a controller group in which a plurality of controllers cooperate to execute control of the fuel cell system 100. For this reason, the controller 110 does not need to be composed of a single controller, and a plurality of controllers may be arranged in a distributed manner so as to control the fuel cell system 100 in cooperation with each other. .

また、リモコン１２０は、マイコンで構成された制御部（図示せず）、通信部（図示せず）、表示部１２０ａ、及びキー操作部１２０ｂを有していて、制御部が、通信部等を制御している。また、リモコン１２０は、制御信号を通信部で受信し、これを制御部が処理して表示部１２０ａに伝達する。また、リモコン１２０のキー操作部１２０ｂから入力された操作信号が、リモコン１２０の制御部及び通信部を介して、制御器１１０に送信され、制御器１１０の通信部で受信される。そして、運転を強制的に停止させて燃料電池システム１００のメンテナンス、点検を行うような場合や、燃料電池システム１００の使用者又はメンテナンス作業者が、リモコン１２０を介して運転停止のための入力操作（停止指令入力）することにより、制御器１１０は、燃料電池システム１００を強制的に停止させる。なお、ここで言う「運転中」とは、燃料電池システム１００の起動処理中、発電運転中、及び停止処理中の少なくともいずれか一つを含む。このリモコン１２０で停止入力操作した際の燃料電池システム１００の停止処理（以下、強制停止処理と称する）については、後述する。   The remote controller 120 includes a control unit (not shown) configured by a microcomputer, a communication unit (not shown), a display unit 120a, and a key operation unit 120b. The control unit controls the communication unit and the like. I have control. In addition, the remote controller 120 receives a control signal by the communication unit, and the control unit processes this and transmits it to the display unit 120a. In addition, an operation signal input from the key operation unit 120 b of the remote control 120 is transmitted to the controller 110 via the control unit and communication unit of the remote control 120 and received by the communication unit of the controller 110. Then, when the operation is forcibly stopped to perform maintenance and inspection of the fuel cell system 100, or the user or the maintenance operator of the fuel cell system 100 performs an input operation for stopping the operation via the remote controller 120. By performing (stop command input), the controller 110 forcibly stops the fuel cell system 100. The term “during operation” as used herein includes at least one of the start process, the power generation operation, and the stop process of the fuel cell system 100. A stop process of the fuel cell system 100 (hereinafter referred to as a forced stop process) when a stop input operation is performed with the remote controller 120 will be described later.

なお、以下の説明では、その説明を簡略化するために、制御器１１０とリモコン１２０との信号のやりとりは、双方の通信部による通信及びリモコン１２０における制御部の処理を省略して記述する。   In the following description, in order to simplify the description, the exchange of signals between the controller 110 and the remote controller 120 is described by omitting communication by both communication units and processing of the control unit in the remote controller 120.

［燃料電池システムの動作］
次に、本実施の形態３に係る燃料電池システム１００の起動処理（起動動作）について、図５を参照しながら説明する。なお、以下の動作は、使用者がリモコン１２０を操作することで、制御器１１０が燃料電池システム１００を制御することにより遂行される。 [Operation of fuel cell system]
Next, startup processing (startup operation) of the fuel cell system 100 according to Embodiment 3 will be described with reference to FIG. The following operation is performed by the controller 110 controlling the fuel cell system 100 by the user operating the remote controller 120.

まず、起動処理開始時においては、原料ガス及び酸化剤ガス酸化剤ガス供給経路４６を通流しないように、第３開閉弁７４、第５開閉弁７６、及び第６開閉弁７７は、それぞれの弁を閉止した状態を維持する。また、一酸化炭素が充分に低減されていない燃料ガスが、燃料電池１０１の燃料ガス流路１０１ａに供給されないように、第１切替器７３は、第１ポート７３ａを第２ポート７３ｂと連通させ、かつ、第３ポート７３ｃを遮断する。ついで、第１開閉弁７１は、その弁を開放し、原料ガス供給経路４１に原料ガスが供給される。   First, at the start of the starting process, the third on-off valve 74, the fifth on-off valve 76, and the sixth on-off valve 77 are respectively set so as not to flow through the source gas and the oxidant gas oxidant gas supply path 46. Keep the valve closed. Further, the first switch 73 communicates the first port 73a with the second port 73b so that fuel gas in which carbon monoxide is not sufficiently reduced is not supplied to the fuel gas passage 101a of the fuel cell 101. And the 3rd port 73c is interrupted | blocked. Subsequently, the first on-off valve 71 opens the valve, and the source gas is supplied to the source gas supply path 41.

次に、第２開閉弁７２が、その弁を開放する。これにより、原料ガスが、水素生成装置１０２をバイパスして、原料ガス供給器１１２から図示されない流路を介してバーナ１０２ａに供給される。また、燃焼空気が、燃焼空気供給器１１７から燃焼空気供給経路５６を介してバーナ１０２ａに供給される。バーナ１０２ａでは、供給された原料ガスを燃焼空気によって燃焼させ、燃焼排ガスが生成される。生成された燃焼排ガスは、水素生成装置１０２内に設けられた燃焼排ガス流路１０（図１参照）を通流し、改質器１６、変成器２４、浄化器２８を加熱した後、燃料電池システム１００（パッケージ１１１）の外部に排出される。このとき、燃焼排ガスからの伝熱により、水素生成装置１０２の改質器１６、変成器２４、及び浄化器２８が加熱される。   Next, the second on-off valve 72 opens the valve. As a result, the source gas bypasses the hydrogen generator 102 and is supplied from the source gas supply unit 112 to the burner 102a through a flow path (not shown). Further, combustion air is supplied from the combustion air supplier 117 to the burner 102 a via the combustion air supply path 56. In the burner 102a, the supplied source gas is combusted with combustion air, and combustion exhaust gas is produced | generated. The generated flue gas flows through the flue gas passage 10 (see FIG. 1) provided in the hydrogen generator 102, heats the reformer 16, the transformer 24, and the purifier 28, and then the fuel cell system. 100 (package 111) is discharged outside. At this time, the reformer 16, the transformer 24, and the purifier 28 of the hydrogen generator 102 are heated by heat transfer from the combustion exhaust gas.

次に、水素生成装置１０２の改質器１６に、原料ガスが、原料ガス供給器１１２から原料ガス供給経路４１を介して供給され、また、第１凝縮水タンク１０５Ａから改質用水供給経路５７を介して改質用水（凝縮水）が供給される。そして、供給された水が加熱されて水蒸気になり、原料ガスと水蒸気が反応して、水素を含む水素含有ガスが生成される。生成された水素含有ガスは、水素生成装置１０２の変成器２４及び浄化器２８を通過し、一酸化炭素が低減された、燃料ガスとして水素生成装置１０２より送出される。送出された燃料ガスは、水素生成装置１０２の浄化器２８の燃料ガス出口３２（図１参照）から第１燃料ガス供給経路４２ａに導入される。   Next, the source gas is supplied from the source gas supply unit 112 to the reformer 16 of the hydrogen generator 102 via the source gas supply path 41, and the reforming water supply path 57 from the first condensed water tank 105A. The reforming water (condensed water) is supplied via the. Then, the supplied water is heated to become water vapor, and the raw material gas and water vapor react to generate a hydrogen-containing gas containing hydrogen. The generated hydrogen-containing gas passes through the transformer 24 and the purifier 28 of the hydrogen generator 102 and is sent out from the hydrogen generator 102 as fuel gas with reduced carbon monoxide. The delivered fuel gas is introduced from the fuel gas outlet 32 (see FIG. 1) of the purifier 28 of the hydrogen generator 102 into the first fuel gas supply path 42a.

第１燃料ガス供給経路４２ａに導入された燃料ガスは、第１燃料ガス供給経路４２ａ、燃料ガスバイパス経路４４、及びオフ燃料ガス経路４３（正確には、燃料ガスバイパス経路４４とオフ燃料ガス経路４３との合流部よりも下流側のオフ燃料ガス経路４３）を通流して、バーナ１０２ａに供給される。バーナ１０２ａに燃料ガスが供給されるようになると、原料ガス供給器１１２からバーナ１０２ａへの水素生成装置１０２をバイパスした直接的な原料ガスの供給が停止される。   The fuel gas introduced into the first fuel gas supply path 42a is divided into the first fuel gas supply path 42a, the fuel gas bypass path 44, and the off fuel gas path 43 (more precisely, the fuel gas bypass path 44 and the off fuel gas path 43 flows through the off-fuel gas path 43) downstream of the junction with 43 and is supplied to the burner 102 a. When the fuel gas is supplied to the burner 102a, the direct supply of the raw material gas bypassing the hydrogen generator 102 from the raw material gas supplier 112 to the burner 102a is stopped.

次に、水素生成装置１０２の改質器１６に設けられた温度検知器１４３（図１参照）が、所定の温度（例えば、５００℃）になると、第６開閉弁７７及び第９開閉弁８１は、その弁を開放し、原料ガスが、パージガス供給経路４９及び酸化剤ガス供給経路４６（正確には、酸化剤ガス供給経路４６の第３開閉弁７４よりも下流側の経路）を通流して、燃料電池１０１の酸化剤ガス流路１０１ｂに供給され、燃料電池システム１００の停止期間中に燃料ガス流路１０１ａより電解質を介して酸化剤ガス流路１０１ｂに侵入した水素が、原料ガスによってパージされる（燃料電池システム１００の起動処理時におけるカソードパージ処理）。カソードパージ処理によって、掃気されたカソードパージガス及び原料ガスは、カソードパージガス排出経路５０を通流して、バーナ１０２ａに供給され、燃焼される。そして、少なくともカソードパージ処理開始前に酸化剤ガス流路１０１ｂ内に封入されたガスをバーナ１０２ａに送出させるのに必要な量以上の原料ガスを供給すると、第６開閉弁７７及び第９開閉弁８１は閉止し、カソードパージ処理を終了する。   Next, when the temperature detector 143 (see FIG. 1) provided in the reformer 16 of the hydrogen generator 102 reaches a predetermined temperature (for example, 500 ° C.), the sixth open / close valve 77 and the ninth open / close valve 81. Opens the valve, and the source gas flows through the purge gas supply path 49 and the oxidant gas supply path 46 (more precisely, the path downstream of the third on-off valve 74 of the oxidant gas supply path 46). Then, the hydrogen that is supplied to the oxidant gas flow path 101b of the fuel cell 101 and enters the oxidant gas flow path 101b through the electrolyte from the fuel gas flow path 101a during the stop period of the fuel cell system 100 is caused by the source gas. Purge (cathode purge process during start-up process of the fuel cell system 100). The cathode purge gas and the source gas scavenged by the cathode purge process flow through the cathode purge gas discharge path 50, are supplied to the burner 102a, and are burned. When at least the amount of source gas necessary for sending the gas sealed in the oxidant gas flow path 101b to the burner 102a is supplied before starting the cathode purge process, the sixth on-off valve 77 and the ninth on-off valve 81 is closed to finish the cathode purge process.

そして、水素生成装置１０２の改質器１６、変成器２４、及び浄化器２８に設けられた温度検知器１４３〜１４５（図１参照）が所定の温度（例えば、改質器１６が、６００〜６５０℃、変成器２４が、２００〜２５０℃、浄化器２８が１３０〜１７０℃）を検知すると、制御器１１０は、燃料電池システム１００の起動処理を終了し、発電処理（発電動作）に移行する。   Then, the temperature detectors 143 to 145 (see FIG. 1) provided in the reformer 16, the transformer 24, and the purifier 28 of the hydrogen generator 102 are set to a predetermined temperature (for example, the reformer 16 is 600 to 650 ° C., the transformer 24 is 200 to 250 ° C., and the purifier 28 is 130 to 170 ° C.), the controller 110 finishes the startup process of the fuel cell system 100 and shifts to the power generation process (power generation operation). To do.

次に、本実施の形態３に係る燃料電池システム１００の発電処理（発電動作）について説明する。   Next, power generation processing (power generation operation) of the fuel cell system 100 according to Embodiment 3 will be described.

まず、制御器１１０は、水素生成装置１０２の改質器１６、変成器２４、及び浄化器２８に設けられた温度検知器１４３〜１４５が検知した温度が、それぞれ所定の温度（例えば、改質器１６が、６００〜６５０℃内の所定温度、変成器２４が、２００〜２５０℃内の所定温度、浄化器２８が１３０〜１７０℃内の所定温度）になると、変成器２４及び浄化器２８で一酸化炭素が充分に低減されたと判断して、発電処理開始信号を出力する。   First, the controller 110 detects that the temperatures detected by the temperature detectors 143 to 145 provided in the reformer 16, the transformer 24, and the purifier 28 of the hydrogen generator 102 are respectively predetermined temperatures (for example, reforming). When the vessel 16 reaches a predetermined temperature within 600 to 650 ° C., the transformer 24 reaches a predetermined temperature within 200 to 250 ° C., and the purifier 28 reaches a predetermined temperature within 130 to 170 ° C.), the transformer 24 and the purifier 28 Thus, it is determined that the carbon monoxide has been sufficiently reduced, and a power generation processing start signal is output.

すると、第３開閉弁７４、第４開閉弁７５、及び第５開閉弁７６は、それぞれの弁を開放する。また、第１切替器７３は、第１ポート７３ａを第３ポート７３ｃと連通させ、かつ、第２ポート７３ｂを遮断するとともに、酸化剤ガス供給器１０３の動作を開始させる。   Then, the 3rd on-off valve 74, the 4th on-off valve 75, and the 5th on-off valve 76 open each valve. In addition, the first switch 73 causes the first port 73a to communicate with the third port 73c, blocks the second port 73b, and starts the operation of the oxidant gas supplier 103.

これにより、水素生成装置１０２で生成された燃料ガスが、第１燃料ガス供給経路４２ａ及び第２燃料ガス供給経路４２ｂ（すなわち、燃料ガス供給経路４２）を通流して、燃料電池１０１の燃料ガス流路１０１ａに供給される。また、酸化剤ガス供給器１０３から酸化剤ガスが、酸化剤ガス供給経路４６を通流して、燃料電池１０１の酸化剤ガス流路１０１ｂに供給される。   As a result, the fuel gas generated by the hydrogen generator 102 flows through the first fuel gas supply path 42 a and the second fuel gas supply path 42 b (that is, the fuel gas supply path 42), and the fuel gas of the fuel cell 101. Supplied to the channel 101a. Further, the oxidant gas is supplied from the oxidant gas supply device 103 through the oxidant gas supply path 46 and supplied to the oxidant gas flow path 101 b of the fuel cell 101.

そして、燃料電池１０１の燃料ガス流路１０１ａ及び酸化剤ガス流路１０１ｂに供給された燃料ガスと酸化剤ガスは、それぞれ、各セルのアノードとカソードに供給され、電気化学的に反応して水が生成し、電気と熱が発生する。発生した電気は、インバータ１１８によって、直流電流から交流電流に変換され、燃料電池システム１００外の電力負荷に供給される。   The fuel gas and the oxidant gas supplied to the fuel gas channel 101a and the oxidant gas channel 101b of the fuel cell 101 are supplied to the anode and cathode of each cell, respectively, and react electrochemically to form water. Is generated, generating electricity and heat. The generated electricity is converted from a direct current to an alternating current by an inverter 118 and supplied to an electric power load outside the fuel cell system 100.

燃料電池１０１で使用されなかった余剰の燃料ガスは、オフ燃料ガスとしてオフ燃料ガス経路４３に供給される。オフ燃料ガス経路４３に供給された余剰の燃料ガスは、第１凝縮器１１４の一次流路１１４ａを通流する間に、燃料ガス中に含まれる水蒸気が凝縮され、水に液化される。そして、第１凝縮器１１４を通過した余剰の燃料ガスは、オフ燃料ガスとしてバーナ１０２ａに供給され、上述したように、バーナ１０２ａで燃焼される。一方、第１凝縮器１１４で分離された水は、オフ燃料ガス経路４３を介して、第２凝縮水タンク１０５Ｂに供給される。   Excess fuel gas that has not been used in the fuel cell 101 is supplied to the off-fuel gas path 43 as off-fuel gas. While the surplus fuel gas supplied to the off-fuel gas path 43 flows through the primary flow path 114a of the first condenser 114, water vapor contained in the fuel gas is condensed and liquefied into water. The surplus fuel gas that has passed through the first condenser 114 is supplied to the burner 102a as off-fuel gas, and is burned in the burner 102a as described above. On the other hand, the water separated by the first condenser 114 is supplied to the second condensed water tank 105 </ b> B via the off fuel gas path 43.

また、燃料電池１０１で電気化学反応に使用されなかった余剰の酸化剤ガスは、酸化剤ガス経路４７に供給される。オフ酸化剤ガス経路４７に供給された余剰のオフ酸化剤ガスは、第２凝縮器１１５の一次流路１１５ａを通流する間に、酸化剤ガス中に含まれる水蒸気が凝縮され、水に液化される。そして、第２凝縮器１１５を通過した余剰の酸化剤ガスは、第１凝縮水タンク１０５Ａの排気口を介して、最終的に燃料電池システム１００外に排出される。一方、第２凝縮器１１５で分離された水は、オフ酸化剤ガス経路４７を介して第１凝縮水タンク１０５Ａに供給される。   Further, surplus oxidant gas that has not been used in the electrochemical reaction in the fuel cell 101 is supplied to the oxidant gas path 47. The excess off-oxidant gas supplied to the off-oxidant gas path 47 is condensed into water by the water vapor contained in the oxidant gas being condensed while flowing through the primary flow path 115a of the second condenser 115. Is done. The surplus oxidant gas that has passed through the second condenser 115 is finally discharged out of the fuel cell system 100 through the exhaust port of the first condensed water tank 105A. On the other hand, the water separated by the second condenser 115 is supplied to the first condensed water tank 105 </ b> A via the off-oxidant gas path 47.

さらに、第１ポンプ１０７を動作させることで、燃料電池１０１の冷却水流路１０１ｃには、冷却水タンク１０４から冷却水経路（正確には、冷却水供給経路５１）を介して、冷却水が供給される。具体的には、冷却水は、冷却水タンク１０４から冷却水供給経路５１を通流して、熱交換器１０６の一次流路１０６ａに供給される。熱交換器１０６の一次流路１０６ａに供給された冷却水は、熱交換器１０６の一次流路１０６ａを通流する間に、熱交換器１０６の二次流路１０６ｂを通流する貯湯水と熱交換して冷却される。そして、冷却された冷却水は、冷却水供給経路５１を通流して、燃料電池１０１の冷却水流路１０１ｃに供給される。冷却水流路１０１ｃに供給された冷却水は、燃料電池１０１で発生した熱を回収して、燃料電池１０１を冷却する。燃料電池１０１の排熱を回収した冷却水は、冷却水排出経路５２を通流して、冷却水タンク１０４に供給される。   Further, by operating the first pump 107, cooling water is supplied from the cooling water tank 104 to the cooling water flow path 101c of the fuel cell 101 via the cooling water path (more precisely, the cooling water supply path 51). Is done. Specifically, the cooling water flows from the cooling water tank 104 through the cooling water supply path 51 and is supplied to the primary flow path 106 a of the heat exchanger 106. The cooling water supplied to the primary flow path 106a of the heat exchanger 106 is stored in hot water flowing through the secondary flow path 106b of the heat exchanger 106 while flowing through the primary flow path 106a of the heat exchanger 106. It is cooled by exchanging heat. Then, the cooled cooling water flows through the cooling water supply path 51 and is supplied to the cooling water channel 101 c of the fuel cell 101. The cooling water supplied to the cooling water channel 101 c recovers heat generated in the fuel cell 101 and cools the fuel cell 101. The cooling water recovered from the exhaust heat of the fuel cell 101 flows through the cooling water discharge path 52 and is supplied to the cooling water tank 104.

一方、貯湯タンク１０９の下部（ここでは、下端面）から貯湯水経路５５に供給された貯湯水は、第１凝縮器１１４の二次流路１１４ｂ及び第２凝縮器１１５の二次流路１１５ｂを通流する間に、それぞれ、第１凝縮器１１４の一次流路１１４ａ及び第２凝縮器１１５の一次流路１１５ａを通流する余剰の燃料ガス及び酸化剤ガスと熱交換して、加熱される。加熱された貯湯水は、熱交換器１０６の二次流路１０６ｂに供給され、該熱交換器１０６の二次流路１０６ｂを通流する間に、熱交換器１０６の一次流路１０６ａを通流する冷却水と熱交換して、さらに加熱される。そして、加熱された貯湯水は、貯湯水経路５５を通流して、貯湯タンク１０９の上部に供給され、貯湯水供給路５４から熱負荷に供給される。   On the other hand, the hot water supplied from the lower part (here, the lower end surface) of the hot water tank 109 to the hot water path 55 is the secondary flow path 114b of the first condenser 114 and the secondary flow path 115b of the second condenser 115. During the flow, the heat exchange with the surplus fuel gas and oxidant gas flowing through the primary flow path 114a of the first condenser 114 and the primary flow path 115a of the second condenser 115 is performed, respectively. The The heated hot water is supplied to the secondary flow path 106b of the heat exchanger 106 and passes through the primary flow path 106a of the heat exchanger 106 while flowing through the secondary flow path 106b of the heat exchanger 106. It is further heated by exchanging heat with the flowing cooling water. The heated hot water is supplied to the upper part of the hot water tank 109 through the hot water path 55 and supplied to the heat load from the hot water supply path 54.

次に、本実施の形態３に係る燃料電池システム１００の通常の停止処理（停止動作）について説明する。なお、ここでいう通常の停止処理とは、燃料電池システム１００の運転中において、異常検知器により異常が検知されることで実行される停止処理（異常停止処理）や強制停止処理とは異なる停止処理のことを指す。例えば、電力負荷の電力需要が発電運転を実行する必要のない所定の閾値以下にまで低下することで実行される停止処理や予め設定された停止時刻になることで実行される停止処理等である。   Next, normal stop processing (stop operation) of the fuel cell system 100 according to Embodiment 3 will be described. The normal stop process here is different from a stop process (abnormal stop process) or a forced stop process executed when an abnormality is detected by the abnormality detector during operation of the fuel cell system 100. Refers to processing. For example, a stop process that is executed when the power demand of the power load falls below a predetermined threshold that does not require the power generation operation, a stop process that is executed when a preset stop time is reached, and the like. .

まず、本発明においては、停止処理（停止動作）を、制御器１１０が停止信号を出力してから、燃料電池システム１００がその停止処理を完了するまでの動作として定義する。なお、燃料電池システム１００の停止処理の完了後は、制御器１１０は動作していて、制御器１１０以外の部分の動作は停止しており、起動要求が発生した場合には、制御器１１０により起動指令が出力され、速やかに起動処理を開始可能な待機状態に移行する。制御器１１０が停止処理を出力する場合としては、例えば、電力負荷の電力需要が所定の閾値以下になった（図示されない負荷電力検知器で検出される負荷電力の電力需要が所定の閾値以下となった）ときに、停止信号を出力する。なお、燃料電池１０１の発電の停止は、インバータ１１８の出力をゼロにするとともに、インバータ１１８の出口側の電路を電気的に切り離すことによって行われる。   First, in the present invention, a stop process (stop operation) is defined as an operation from when the controller 110 outputs a stop signal until the fuel cell system 100 completes the stop process. It should be noted that after the completion of the stop process of the fuel cell system 100, the controller 110 is operating, the operation of the parts other than the controller 110 is stopped, and when an activation request is generated, the controller 110 A start command is output, and a transition is made to a standby state in which start processing can be started immediately. As a case where the controller 110 outputs a stop process, for example, the power demand of the power load is equal to or less than a predetermined threshold (the power demand of load power detected by a load power detector (not shown) is equal to or less than a predetermined threshold. A stop signal is output. The power generation of the fuel cell 101 is stopped by setting the output of the inverter 118 to zero and electrically disconnecting the electric circuit on the outlet side of the inverter 118.

以下、本実施の形態３に係る燃料電池システム１００の通常の停止処理（停止動作）について図６Ａ、図６Ｂ及び図７に基づき説明する。図６Ａは、本発明の実施の形態３の燃料電池システムにおける通常の停止処理の主な動作を示すフローチャートである。図６Ｂは、本発明の実施の形態３の燃料電池システムにおける通常の停止処理の主な動作を示すフローチャートである。図７は、本発明の実施の形態３の燃料電池システムの通常の停止処理における燃料電池の排熱回収動作を示すフローチャートである。   Hereinafter, normal stop processing (stop operation) of the fuel cell system 100 according to Embodiment 3 will be described with reference to FIGS. 6A, 6B, and 7. FIG. FIG. 6A is a flowchart showing the main operation of normal stop processing in the fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention. FIG. 6B is a flowchart showing the main operation of normal stop processing in the fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention. FIG. 7 is a flowchart showing the exhaust heat recovery operation of the fuel cell in the normal stop process of the fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention.

まず、酸化剤ガス供給器１０３の動作を停止し、酸化剤ガス流路１０１ｂへの酸化剤ガスの供給を停止するとともに（ステップＳ３００）、第３開閉弁７４及び第５開閉弁７６を閉鎖し、燃料電池１０１の酸化剤ガス流路１０１ｂを外気と遮断する（ステップＳ３０１）。   First, the operation of the oxidant gas supply device 103 is stopped, the supply of the oxidant gas to the oxidant gas flow path 101b is stopped (step S300), and the third on-off valve 74 and the fifth on-off valve 76 are closed. Then, the oxidant gas flow path 101b of the fuel cell 101 is shut off from the outside air (step S301).

また、第１切替器７３は、第１ポート７３ａを第２ポート７３ｂと連通させ、第３ポート７３ｃを遮断するとともに、第４開閉弁７５は、その弁を閉止する（ステップＳ３０２）。これにより、第１切替器７３の第３ポート７３ｃと第４開閉弁７５との間の流路、すなわち、第２燃料ガス供給経路４２ｂ、燃料電池１０１の燃料ガス流路１０１ａ、及びオフ燃料ガス経路４３の第４開閉弁７５までの流路に、燃料ガスが閉じ込められ、外部から燃料ガス流路１０１ａに空気等の混入が抑制され、アノードの劣化を抑制することができる。   Further, the first switch 73 communicates the first port 73a with the second port 73b, shuts off the third port 73c, and the fourth on-off valve 75 closes the valve (step S302). Thereby, the flow path between the third port 73c of the first switch 73 and the fourth on-off valve 75, that is, the second fuel gas supply path 42b, the fuel gas flow path 101a of the fuel cell 101, and the off-fuel gas. The fuel gas is confined in the flow path up to the fourth on-off valve 75 in the path 43, and mixing of air or the like into the fuel gas flow path 101a from the outside is suppressed, so that deterioration of the anode can be suppressed.

また、ブースターポンプ１１２ａ、第３ポンプ１１３及び酸化用空気供給器１１６が停止して、水素生成装置１０２に、原料ガス、改質用水及び酸化用空気の供給が停止される（ステップＳ３０３）。さらに、第１開閉弁７１及び第２開閉弁７２は、その弁を閉止する（ステップＳ３０４）。   In addition, the booster pump 112a, the third pump 113, and the oxidizing air supply unit 116 are stopped, and the supply of the raw material gas, the reforming water, and the oxidizing air to the hydrogen generator 102 is stopped (step S303). Further, the first on-off valve 71 and the second on-off valve 72 close the valves (step S304).

これにより、水素生成装置１０２への原料ガス、改質用水及び酸化用空気の供給が停止し、水素生成装置１０２から燃料電池１０１の燃料ガス流路１０１ａへの燃料ガスの供給が停止する。これに伴い、燃料電池１０１からのバーナ１０２ａへのオフガスの供給が停止し、バーナ１０２ａでの燃焼が停止する。そして、上記一連の動作により燃料電池１０１へ燃料ガス及び酸化剤ガスの供給は停止されるので発電も停止する。一方、燃焼空気供給器１１７の動作は継続しているため、水素生成装置１０２は空冷され、水素生成装置１０２の温度が時間経過とともに温度低下する。   As a result, the supply of the raw material gas, the reforming water and the oxidizing air to the hydrogen generator 102 is stopped, and the supply of the fuel gas from the hydrogen generator 102 to the fuel gas channel 101a of the fuel cell 101 is stopped. As a result, the supply of off gas from the fuel cell 101 to the burner 102a is stopped, and combustion in the burner 102a is stopped. Then, since the supply of the fuel gas and the oxidant gas to the fuel cell 101 is stopped by the series of operations, the power generation is also stopped. On the other hand, since the operation of the combustion air supply device 117 continues, the hydrogen generator 102 is air-cooled, and the temperature of the hydrogen generator 102 decreases with time.

次に、水素生成装置１０２の改質器１６に設けられた温度検知器１４３の検知温度（ステップＳ３０５）がカソードパージ温度以下になると（ステップＳ３０６でＹｅｓ）、第５開閉弁７６、第６開閉弁７７及び第９開閉弁８１を開放するとともに（ステップＳ３０７）、第１開閉弁７１及び第２開閉弁７２を開放し、ブースターポンプ１１２ａの動作を開始する（燃料電池システム１００の停止処理時におけるカソードパージ処理の開始）（ステップＳ３０８）。ここで、カソードパージ温度とは、停止処理時におけるカソードパージ処理時の水素生成装置１０２の温度上昇を加算しても改質器１６に使用される触媒の耐熱温度未満になる温度（例えば、６００℃）として定義される。なお、停止処理時におけるカソードパージ処理開始時には、水素生成装置１０２の改質器１６内部は、停止直後に当該内部空間に封止された原料ガスと水蒸気とが残存した状態であるため、停止処理時におけるカソードパージ処理時に原料から炭素が析出する可能性は低くなる。   Next, when the detected temperature (step S305) of the temperature detector 143 provided in the reformer 16 of the hydrogen generator 102 becomes equal to or lower than the cathode purge temperature (Yes in step S306), the fifth on-off valve 76 and the sixth on-off opening / closing. The valve 77 and the ninth on-off valve 81 are opened (step S307), the first on-off valve 71 and the second on-off valve 72 are opened, and the operation of the booster pump 112a is started (at the time of stop processing of the fuel cell system 100). Start of cathode purge process) (step S308). Here, the cathode purge temperature is a temperature that is lower than the heat resistant temperature of the catalyst used in the reformer 16 even if the temperature increase of the hydrogen generator 102 during the cathode purge process during the stop process is added (for example, 600 ° C). At the start of the cathode purge process during the stop process, the inside of the reformer 16 of the hydrogen generator 102 is in a state where the raw material gas and water vapor sealed in the internal space remain immediately after the stop, so the stop process At the time of cathode purge treatment, the possibility of carbon deposition from the raw material is reduced.

これにより、原料ガス（パージガス）が、原料ガス供給経路４１からパージガス供給経路４９を通流して、酸化剤ガス供給経路４６（正確には、パージガス供給経路４９と酸化剤ガス供給経路４６との合流部よりも下流側の酸化剤ガス供給経路４６）を介して、燃料電池１０１の酸化剤ガス流路１０１ｂに供給される。そして、酸化剤ガス流路１０１ｂに存在する酸化剤ガスは、パージガスによりパージされ、オフ酸化剤ガス経路４７（正確には、オフ酸化剤ガス経路４７の第５開閉弁７６の上流側の経路）及びカソードパージガス排出経路５０を通流して、バーナ１０２ａに供給される。バーナ１０２ａに供給された酸化剤ガス及び原料ガスは、バーナ１０２ａで燃焼される（ステップＳ３０９）。   As a result, the source gas (purge gas) flows from the source gas supply path 41 through the purge gas supply path 49, and the oxidant gas supply path 46 (precisely, the purge gas supply path 49 and the oxidant gas supply path 46 join together). Is supplied to the oxidant gas flow path 101b of the fuel cell 101 via the oxidant gas supply path 46) on the downstream side of the unit. Then, the oxidant gas present in the oxidant gas flow path 101b is purged by the purge gas, and the off-oxidant gas path 47 (to be precise, the path upstream of the fifth on-off valve 76 in the off-oxidant gas path 47). And the cathode purge gas discharge path 50 is supplied to the burner 102a. The oxidant gas and source gas supplied to the burner 102a are combusted in the burner 102a (step S309).

そして、上記停止処理時におけるカソードパージ処理が開始されてからの経過時間Ｔ２の測定を行い（ステップＳ３１０）、本経過時間Ｔ２がカソードパージ時間Ｊ２以上になると（ステップＳ３１１でＹｅｓ）、ブースターポンプ１１２ａを停止し、第１開閉弁７１及び第２開閉弁７２を閉止し（ステップＳ３１２）、第５開閉弁７６、第６開閉弁７７、及び第９開閉弁８１を閉止する（燃料電池システム１００の停止処理時におけるカソードパージ処理の終了）（ステップＳ３１３）。なお、上記カソードパージ時間は、燃料電池１０１の酸化剤ガス流路１０１ｂ内の酸化剤ガスが少なくとも酸化剤ガス流路１０１ｂから掃気されるのに必要な時間として定義される。   Then, the elapsed time T2 after the start of the cathode purge process in the stop process is measured (step S310), and when the elapsed time T2 becomes equal to or longer than the cathode purge time J2 (Yes in step S311), the booster pump 112a. The first on-off valve 71 and the second on-off valve 72 are closed (step S312), and the fifth on-off valve 76, the sixth on-off valve 77, and the ninth on-off valve 81 are closed (of the fuel cell system 100). End of cathode purge process during stop process) (step S313). The cathode purge time is defined as the time required for scavenging at least the oxidant gas in the oxidant gas flow path 101b of the fuel cell 101 from the oxidant gas flow path 101b.

これにより、第３開閉弁７４、第６開閉弁７７、第５開閉弁７６、及び第９開閉弁８１により形成される閉流路、すなわち、パージガス供給経路４９の第６開閉弁７７から下流側の経路、酸化剤ガス供給経路４６の第３開閉弁７４から下流側の経路、酸化剤ガス流路１０１ｂ、オフ酸化剤ガス経路４７の第５開閉弁７６及びカソードパージガス排出経路５０の第９開閉弁８１までの流路（以下、パージガス封止流路）に、パージガスが閉じ込められ、外部から酸化剤ガス流路１０１ｂに空気等の混入が抑制される。   Thereby, a closed flow path formed by the third on-off valve 74, the sixth on-off valve 77, the fifth on-off valve 76, and the ninth on-off valve 81, that is, the downstream side from the sixth on-off valve 77 of the purge gas supply path 49. , The downstream side of the third open / close valve 74 of the oxidant gas supply path 46, the fifth open / close valve 76 of the oxidant gas flow path 101b, the off-oxidant gas path 47, and the ninth open / close of the cathode purge gas discharge path 50. Purge gas is confined in the flow path to the valve 81 (hereinafter referred to as purge gas sealing flow path), and the entry of air or the like into the oxidant gas flow path 101b from the outside is suppressed.

一方、燃焼空気供給器１１７は、カソードパージ処理におけるバーナ１０２ａでの燃焼が停止した後も、バーナ１０２ａに燃焼空気を供給する。これにより、燃焼排ガス経路５９（図１参照）を流れる燃焼空気により水素生成装１０２の改質器１６等も冷却される（水素生成装置１０２の冷却動作）。   On the other hand, the combustion air supplier 117 supplies combustion air to the burner 102a even after combustion in the burner 102a in the cathode purge process is stopped. Thereby, the reformer 16 and the like of the hydrogen generator 102 are also cooled by the combustion air flowing through the combustion exhaust gas path 59 (see FIG. 1) (cooling operation of the hydrogen generator 102).

そして、燃料電池システム１００の停止処理時におけるカソードパージ処理が終了した後の上記冷却動作中において、水素生成装置１０２の改質器１６に設けられた温度検知器１４３は、改質器１６の温度を検知し（ステップＳ３１４）、検知された温度が、待機可能温度（例えば、５００℃）以下である場合（ステップＳ３１５でＹｅｓ）、燃焼空気供給器１１７は、バーナ１０２ａへの燃焼空気の供給を停止し（ステップＳ３１６）、水素生成装置１０２の冷却処理を完了する。   During the cooling operation after the completion of the cathode purge process during the stop process of the fuel cell system 100, the temperature detector 143 provided in the reformer 16 of the hydrogen generator 102 is the temperature of the reformer 16. (Step S314), and when the detected temperature is equal to or lower than the standby temperature (for example, 500 ° C.) (Yes in step S315), the combustion air supply device 117 supplies the combustion air to the burner 102a. The process is stopped (step S316), and the cooling process of the hydrogen generator 102 is completed.

一方、燃料電池システム１００の停止処理において、上述の一連の停止処理だけでなく、燃料電池１０１の冷却系統において、所定の冷却動作（排熱回収動作）が並行して実行される。具体的には、図７に示すように、燃料電池１０１の発電を停止した後も、第１ポンプ１０７及び第２ポンプ１０８の動作を継続して（ステップＳ４００）、貯湯水は、熱交換器１０６で冷却水と熱交換して、燃料電池１０１が保有している余熱を回収する。   On the other hand, in the stop process of the fuel cell system 100, not only the above-described series of stop processes, but also a predetermined cooling operation (exhaust heat recovery operation) is executed in parallel in the cooling system of the fuel cell 101. Specifically, as shown in FIG. 7, even after the power generation of the fuel cell 101 is stopped, the operations of the first pump 107 and the second pump 108 are continued (step S400), and the hot water is used as a heat exchanger. In 106, heat is exchanged with the cooling water, and the residual heat held by the fuel cell 101 is recovered.

そして、制御器１１０は、改質器１６に設けられた温度検知器１４３で検知される温度が、カソードパージ温度以下になり、停止処理時におけるカソードパージ処理が開始される場合に（ステップＳ４０１）、第１ポンプ１０７の動作を停止させる（ステップＳ４０２）。そして、停止処理時におけるカソードパージ処理が完了すると（ステップＳ４０３）、第１ポンプ１０７の動作を再開し（ステップＳ４０４）、図６ＢのステップＳ３１５で改質器１６の温度ｔ１が待機可能温度以下にまで低下したことを確認し（ステップＳ４０５）、図６ＢのステップＳ３１６で燃焼用空気供給器１１７による水素生成装置１０２の冷却動作を停止する際に、併せて第１ポンプ１０７及び第２ポンプ１０８の動作を停止させる（ステップＳ４０６）。   Then, the controller 110 detects when the temperature detected by the temperature detector 143 provided in the reformer 16 is equal to or lower than the cathode purge temperature and the cathode purge process is started during the stop process (step S401). Then, the operation of the first pump 107 is stopped (step S402). When the cathode purge process during the stop process is completed (step S403), the operation of the first pump 107 is resumed (step S404), and the temperature t1 of the reformer 16 becomes equal to or lower than the standby temperature in step S315 of FIG. 6B. (Step S405), and when the cooling operation of the hydrogen generator 102 by the combustion air supply 117 is stopped in step S316 of FIG. 6B, the first pump 107 and the second pump 108 are also stopped. The operation is stopped (step S406).

そして、上記水素生成装置１０２の待機可能温度までの冷却動作及びこの冷却動作に伴い実行される上記燃料電池の冷却動作が完了すると、燃料電池システム１００は、待機状態に移行する（図６ＢのステップＳ３１７、図７のステップＳ４０７）。なお、この待機状態とは、次の燃料電池システム１００の運転開始を待機している状態のことであり、例えば、所定の起動要求が発生した場合に、制御器１１０より起動指令が出力され、次の起動処理の実行に移行されるような状態として定義される。なお、上記起動要求の例としては、例えば、電力負荷の電力需要が燃料電池システムの発電出力の下限以上になることや、使用者がリモコン１２０のキー操作部１２０ｂを操作して発電開始要求を行うことが挙げられる。   When the cooling operation of the hydrogen generator 102 up to the standby temperature and the cooling operation of the fuel cell executed along with this cooling operation are completed, the fuel cell system 100 shifts to a standby state (step of FIG. 6B). S317, step S407 of FIG. 7). The standby state is a state where the next fuel cell system 100 is waiting to start operation. For example, when a predetermined activation request is generated, an activation command is output from the controller 110, and It is defined as a state that shifts to execution of the next startup process. Examples of the activation request include, for example, that the power demand of the power load is equal to or higher than the lower limit of the power generation output of the fuel cell system, or that the user operates the key operation unit 120b of the remote controller 120 to make a power generation start request. To do.

上記待機状態において、水素生成装置１０２は、燃焼用空気供給器１１７が停止しているため自然放冷されるが、その際に、図６Ｂに示すように水素生成装置１０２の改質器１６に設けられた温度検知器１４３が改質器１６の温度ｔ１を再度検知し（ステップＳ３１８）、検知した温度ｔ１が上記待機可能温度よりも低いＦＰパージ温度（例えば、３００℃）以下になった場合（ステップＳ３１９）、第１開閉弁７１、第２開閉弁７２、及び第７開閉弁７８は、それぞれの弁を開放し、ブースターポンプ１１２ａが起動する（水素生成装置１０２に対するパージ処理（ＦＰ（Ｆｕｅｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｏｒ）パージ処理）の開始）（ステップＳ３２０）。   In the standby state, the hydrogen generator 102 is naturally cooled because the combustion air supply 117 is stopped. At that time, the hydrogen generator 102 is supplied to the reformer 16 of the hydrogen generator 102 as shown in FIG. 6B. When the provided temperature detector 143 detects the temperature t1 of the reformer 16 again (step S318), and the detected temperature t1 is lower than the FP purge temperature (for example, 300 ° C.) lower than the standby-enabled temperature. (Step S319), the first on-off valve 71, the second on-off valve 72, and the seventh on-off valve 78 are opened, and the booster pump 112a is activated (the purge process (FP (Fuel) for the hydrogen generator 102). (Processor) Start of Purging Process) (Step S320).

これにより、原料ガス供給器１１２から水素生成装置１０２に原料ガス（パージガス）が供給され、水素生成装置１０２内に設けられた改質器１６等の反応器に存在する水蒸気等のガスが原料ガスによりパージされ、水素生成装置１０２より掃気され、バーナ１０２ａに送出される。バーナ１０２ａに送出されたガスは、バーナ１０２ａで燃焼される（ステップＳ３２１）。このＦＰパージ処理により、水素生成装置１０２内で、水蒸気が結露して、改質触媒等の触媒が劣化するのを抑制することができる。なお、上記ＦＰパージ温度は、水素生成装置１０２に対する上記ＦＰパージ処理時のバーナ１０２ａでの燃焼動作による改質器１６の温度上昇分を加算しても、改質器１６内の原料ガスが炭素析出しない温度として定義される。   Thereby, the raw material gas (purge gas) is supplied from the raw material gas supply device 112 to the hydrogen generating device 102, and the gas such as water vapor existing in the reactor such as the reformer 16 provided in the hydrogen generating device 102 is the raw material gas. , Purged from the hydrogen generator 102, and sent to the burner 102a. The gas sent to the burner 102a is burned by the burner 102a (step S321). By this FP purge process, it is possible to suppress the condensation of water vapor in the hydrogen generator 102 and the deterioration of the catalyst such as the reforming catalyst. Note that the FP purge temperature is not changed even if the temperature rise of the reformer 16 due to the combustion operation in the burner 102a during the FP purge process for the hydrogen generator 102 is added. It is defined as the temperature at which no precipitation occurs.

そして、上記ＦＰパージ処理を開始してからの経過時間Ｔ３を計測し（ステップＳ３２２）、この経過時間Ｔ３がＦＰパージ時間Ｊ３以上になると（ステップＳ３２３）、ブースターポンプ１１２ａを停止し、第１開閉弁７１、第２開閉弁７２及び第７開閉弁７８を閉止する（ＦＰパージ処理の終了）（ステップＳ３２４）。なお、上記ＦＰパージ時間は、少なくとも水素生成装置１０２内の水蒸気が掃気されるのに必要な時間として定義される。   Then, the elapsed time T3 from the start of the FP purge process is measured (step S322). When the elapsed time T3 becomes equal to or longer than the FP purge time J3 (step S323), the booster pump 112a is stopped and the first opening / closing is performed. The valve 71, the second on-off valve 72, and the seventh on-off valve 78 are closed (end of the FP purge process) (step S324). The FP purge time is defined as the time required for at least the water vapor in the hydrogen generator 102 to be scavenged.

このように、本実施の形態３に係る燃料電池システム１００では、正常な状態で運転停止に移行する場合においては、少なくとも燃料電池１０１の機能を保護する程度の停止処理（例えば、燃料電池システム１００の停止処理時におけるカソードパージ処理）を実行し、速やかに待機状態に移行するように構成されている。また、冷却動作を実行するにしても、水素生成装置１０２が再起動可能な温度状態（つまり、改質器１６の温度が待機可能温度以下の状態）になるまでの間だけ、排熱回収動作をする等の必要最低限の冷却動作を実行するように構成されている。従って、速やかに待機状態に移行できるとともに、次回の起動処理は、待機状態に移行してからの経過時間によっては、燃料電池１０１等の機器温度が周囲温度（外気温度）よりも高く、燃料電池１０１を昇温するのに必要なエネルギーが削減され、起動処理に要する時間が短縮され、燃料電池システム１００の起動性が向上する。   As described above, in the fuel cell system 100 according to the third embodiment, when the operation is stopped in a normal state, at least a stop process that protects at least the function of the fuel cell 101 (for example, the fuel cell system 100). The cathode purge process at the time of the stop process) is executed, and the apparatus quickly shifts to the standby state. Even when the cooling operation is performed, the exhaust heat recovery operation is performed only until the temperature of the hydrogen generator 102 can be restarted (that is, until the temperature of the reformer 16 is equal to or lower than the standby temperature). It is configured to perform the minimum necessary cooling operation such as. Therefore, it is possible to quickly shift to the standby state, and in the next start-up process, depending on the elapsed time after shifting to the standby state, the temperature of the device such as the fuel cell 101 is higher than the ambient temperature (outside air temperature). The energy required to raise the temperature of 101 is reduced, the time required for the startup process is shortened, and the startup performance of the fuel cell system 100 is improved.

なお、本実施の形態３の燃料電池システム１００の停止処理においては、水素生成装置１０２の冷却動作と燃料電池１０１のカソードパージ処理及び排熱回収動作とを実行するよう構成されているが、燃料電池システム１００を待機状態に移行させるために適切な停止動作であれば、これに限定されるものではない。   In the stop process of the fuel cell system 100 according to the third embodiment, the cooling operation of the hydrogen generator 102, the cathode purge process and the exhaust heat recovery operation of the fuel cell 101 are executed. The present invention is not limited to this as long as it is an appropriate stop operation for shifting the battery system 100 to the standby state.

次に、本実施の形態３に係る燃料電池システム１００の強制停止処理について、図８を参照しながら説明する。図８は、本発明の実施の形態３の燃料電池システム１００における本停止処理の主な動作を示すフローチャートである。   Next, the forced stop process of the fuel cell system 100 according to Embodiment 3 will be described with reference to FIG. FIG. 8 is a flowchart showing the main operation of the main stop process in the fuel cell system 100 according to Embodiment 3 of the present invention.

燃料電池システム１００の使用者又はメンテナンス作業者が、リモコン１２０を操作して、停止指令信号が制御器１１０に入力されると、制御器１１０が停止指令を出力し、図８に示すように、燃料電池システム１００の通常の停止処理と同様に水素生成装置１０２に対する停止処理として、まず、原料ガス及び水の供給を停止するとともに、水素生成装置１０２の封止動作（図２のステップＳ１００、Ｓ１０１参照）を実行することで、バーナ１０２ａでの燃焼動作が停止される（ステップＳ５００）。また、燃料電池１０１に対する停止動作として、酸化剤ガス供給器１０３等が停止され、各開閉弁が閉止される（図６ＡのステップＳ３００〜Ｓ３０４参照）（ステップＳ５０１）。これにより、水素生成装置１０２のバーナ１０２ａでは、燃料ガスと燃焼空気との燃焼が停止し、また、燃料電池１０１の発電が停止する。   When a user of the fuel cell system 100 or a maintenance operator operates the remote controller 120 and a stop command signal is input to the controller 110, the controller 110 outputs a stop command, as shown in FIG. As a stop process for the hydrogen generator 102 as in the normal stop process of the fuel cell system 100, first, the supply of the source gas and water is stopped and the sealing operation of the hydrogen generator 102 (steps S100 and S101 in FIG. 2). By executing (see), the combustion operation in the burner 102a is stopped (step S500). Further, as the stop operation for the fuel cell 101, the oxidant gas supply device 103 and the like are stopped, and the on-off valves are closed (see steps S300 to S304 in FIG. 6A) (step S501). Thereby, in the burner 102a of the hydrogen generator 102, the combustion of the fuel gas and the combustion air is stopped, and the power generation of the fuel cell 101 is stopped.

一方、燃焼空気供給器１１７は、制御器１１０の制御によりバーナ１０２ａでの燃焼が停止した後も、バーナ１０２ａへの燃焼空気の供給を継続し、水素生成装置１０２の冷却動作を実行する（ステップＳ５０２）。そして、上記冷却動作を水素生成装置１０２の改質器１６に設けられた温度検知器１４３の検知温度ｔ１がカソードパージ温度以下になる（ステップＳ５０３）と、停止処理におけるカソードパージ処理を実行する（図６Ａ及び図６ＢのステップＳ３０６〜ステップＳ３１３参照）（ステップＳ５０４）。このとき、第１ポンプ１０７の動作を停止して、燃料電池１０１の排熱回収動作を停止する（ステップＳ５１３）。   On the other hand, the combustion air supply device 117 continues the supply of the combustion air to the burner 102a even after the combustion in the burner 102a is stopped by the control of the controller 110, and executes the cooling operation of the hydrogen generator 102 (step). S502). When the detected temperature t1 of the temperature detector 143 provided in the reformer 16 of the hydrogen generator 102 is equal to or lower than the cathode purge temperature (step S503), the cathode purge process in the stop process is executed (step S503). 6A and 6B (see step S306 to step S313) (step S504). At this time, the operation of the first pump 107 is stopped, and the exhaust heat recovery operation of the fuel cell 101 is stopped (step S513).

そして、停止処理におけるカソードパージ処理が完了して（ステップＳ５０５）、バーナ１０２ａでの燃焼動作が完了した後に、第１ポンプの動作を再開して、燃料電池１０１の排熱回収動作を再開する（ステップＳ５１４）。ついで、温度検知器１４３で検知される改質器１６の温度ｔ１が待機可能温度以下に低下しても（ステップＳ５０６）、通常の停止処理とは異なり、燃焼空気供給器１１７の動作を継続させ（ステップＳ５０７）、また、第１ポンプ１０７及び第２ポンプ１０８の動作を継続させる（ステップＳ５１５）。   Then, after the cathode purge process in the stop process is completed (step S505) and the combustion operation in the burner 102a is completed, the operation of the first pump is resumed and the exhaust heat recovery operation of the fuel cell 101 is resumed ( Step S514). Next, even if the temperature t1 of the reformer 16 detected by the temperature detector 143 falls below the standby temperature (step S506), unlike the normal stop process, the operation of the combustion air supply device 117 is continued. (Step S507) Further, the operations of the first pump 107 and the second pump 108 are continued (Step S515).

次に、温度検知器１４３が検知した改質器１６の温度ｔ１が、ＦＰパージ温度以下にまで低下すると（ステップＳ５０８）、ＦＰパージ処理（図２のステップＳ１０６〜ステップＳ１１２参照）を開始する（ステップＳ５０９）。その後、ＦＰパージ処理が完了する（ステップＳ５１０）と、制御器１１０は、燃焼空気供給器１１７、第１ポンプ１０７及び第２ポンプ１０８の動作を停止させ（ステップＳ５１１、ステップＳ５１６）、強制停止処理を完了し、燃料電池システム１００を起動不許可状態に移行させる（ステップＳ５１７）。ここで、起動不許可状態に移行とは、使用者が燃料電池システム１００の運転を開始するように、リモコン１２０を操作して起動指令を入力しても、制御器１１０の演算処理部が、上述した燃料電池システム１００の起動を許可せず、起動指令を出力しない状態にすることをいう。すなわち、本実施の形態３においては、制御器１１０は、使用者等が誤ってリモコン１２０のキー操作部１２０ｂを操作することにより、起動指令が制御器１１０の通信部に送信されても、制御器１１０が燃料電池システム１００の起動を許可しないように構成されている。   Next, when the temperature t1 of the reformer 16 detected by the temperature detector 143 falls below the FP purge temperature (step S508), the FP purge process (see steps S106 to S112 in FIG. 2) is started (see FIG. 2). Step S509). Thereafter, when the FP purge process is completed (step S510), the controller 110 stops the operations of the combustion air supply device 117, the first pump 107, and the second pump 108 (steps S511 and S516), and the forced stop process. Is completed, and the fuel cell system 100 is shifted to the activation disapproval state (step S517). Here, the transition to the activation disapproval state means that even if the user operates the remote controller 120 and inputs an activation command so that the user starts the operation of the fuel cell system 100, the arithmetic processing unit of the controller 110 This means that the above-described fuel cell system 100 is not permitted to be activated and the activation command is not output. In other words, in the third embodiment, the controller 110 controls the controller 110 even if a user or the like erroneously operates the key operation unit 120b of the remote controller 120 to transmit an activation command to the communication unit of the controller 110. The device 110 is configured not to permit activation of the fuel cell system 100.

なお、上記強制停止処理における水素生成装置１０２の冷却動作において、バーナ１０２ａに供給する燃焼空気量は、水素生成装置１０２の定格運転時における供給量よりも多くなるよう制御することが好ましい。具体的には、強制停止処理における水素生成装置１０２の冷却動作において、制御器１１０が、燃料電池システム１００の定格運転時の操作量よりも大きくなるように、燃焼空気供給器１１７を制御する。これにより、燃料電池システム１００を構成する機器である水素生成装置１０２の温度がより速やかに低下し、メンテナンス作業へ移行し易くなる。ここで、燃料電池システム１００の定格運転とは、燃料電池システム１００の発電運転時において、安定して出力可能な最大出力で発電している運転として定義される。   In the cooling operation of the hydrogen generator 102 in the forced stop process, it is preferable to control the amount of combustion air supplied to the burner 102a to be larger than the supply amount during the rated operation of the hydrogen generator 102. Specifically, in the cooling operation of the hydrogen generator 102 in the forced stop process, the controller 110 controls the combustion air supplier 117 so as to be larger than the operation amount during the rated operation of the fuel cell system 100. As a result, the temperature of the hydrogen generator 102, which is a device constituting the fuel cell system 100, decreases more quickly, and it becomes easier to proceed to maintenance work. Here, the rated operation of the fuel cell system 100 is defined as an operation that generates power at the maximum output that can be stably output during the power generation operation of the fuel cell system 100.

また、通常停止処理及び強制停止処理における燃料電池１０１の排熱回収動作においては、この動作と並行して図９に示す貯湯水温度の制御が実行される。図９は、本発明の実施の形態３の燃料電池システム１００における貯湯制御の概要を示すフローチャートである。   In the exhaust heat recovery operation of the fuel cell 101 in the normal stop process and the forced stop process, the hot water temperature control shown in FIG. 9 is performed in parallel with this operation. FIG. 9 is a flowchart showing an outline of hot water storage control in the fuel cell system 100 according to Embodiment 3 of the present invention.

貯湯水温度の制御は、貯湯タンク１０９内には貯湯下限温度（例えば、６０℃）以上の温水が貯えられるよう制御するものである。具体的には、図９に示すように、温度検知器１４６により熱交換器１０６を通過後の貯湯水の温度ｔ３を検知し（ステップＳ６００）、この貯湯水の温度ｔ３が、貯湯下限温度以上である場合には（ステップＳ６０１でＹｅｓ）、制御器１１０は、貯湯タンク１０９側に貯湯水が流入するように切替器２０６を制御する（ステップＳ６０２）。一方、この貯湯水の温度ｔ３が、貯湯下限温度未満である場合には（ステップＳ６０１でＮｏ）、制御器１１０は、貯湯バイパス経路２０７側になるよう切替器２０６を制御する（ステップＳ６０３）。   The control of the hot water temperature is performed so that hot water having a hot water storage lower limit temperature (for example, 60 ° C.) or higher is stored in the hot water storage tank 109. Specifically, as shown in FIG. 9, the temperature detector 146 detects the temperature t3 of the hot water after passing through the heat exchanger 106 (step S600), and the hot water temperature t3 is equal to or higher than the hot water storage lower limit temperature. (Yes in step S601), the controller 110 controls the switch 206 so that the stored hot water flows into the hot water storage tank 109 (step S602). On the other hand, when the temperature t3 of the hot water storage is lower than the hot water storage lower limit temperature (No in step S601), the controller 110 controls the switch 206 so as to be on the hot water bypass path 207 side (step S603).

ここで、強制停止処理と通常の停止処理を比較すると、強制停止処理では、改質器の温度が待機可能温度以下になってから改質器の温度がＦＰパージ処理可能な温度（ＦＰパージ温度以下の温度）になるまでの期間において、通常の停止処理のように自然放冷により水素生成装置１０２が冷却するのを待つのではなく、燃焼空気供給器１１７による水素生成装置１０２の冷却動作及び第１ポンプ１０７及び第２ポンプ１０８による燃料電池１０１の排熱回収動作を継続し、水素生成装置１０２及び燃料電池１０１をより速やかに冷却する。   Here, when the forced stop process is compared with the normal stop process, in the forced stop process, the temperature of the reformer after the temperature of the reformer becomes equal to or lower than the standby temperature (FP purge temperature). In the period until the temperature reaches the following temperature), the cooling operation of the hydrogen generator 102 by the combustion air supply device 117 is not waited for the hydrogen generator 102 to cool by natural cooling as in the normal stop process. The exhaust heat recovery operation of the fuel cell 101 by the first pump 107 and the second pump 108 is continued, and the hydrogen generator 102 and the fuel cell 101 are cooled more quickly.

このため、本実施の形態３に係る燃料電池システム１００では、強制停止処理は、通常の停止処理の場合に比して、燃料電池１０１及び水素生成装置１０２の冷却量が多くなるよう制御することで、燃料電池システム１００内の機器温度をメンテナンス作業者が火傷等をしない程度にまでより早く降温させ、メンテナンス作業への移行を迅速化させることを可能にする。   For this reason, in the fuel cell system 100 according to the third embodiment, the forced stop process is controlled so that the cooling amount of the fuel cell 101 and the hydrogen generator 102 is increased as compared with the normal stop process. Thus, the temperature of the equipment in the fuel cell system 100 can be lowered more quickly to such an extent that the maintenance worker does not burn or the like, and the shift to the maintenance work can be made quicker.

なお、本実施の形態３においては、強制停止処理では、通常の停止処理の場合に比して、燃焼空気供給器１１７による水素生成装置１０２の冷却動作時間及び第１ポンプ１０７及び第２ポンプ１０８による燃料電池１０１の排熱回収動作時間を多くなるように制御することで、燃料電池１０１及び水素生成装置１０２の冷却量が多くなるよう制御したが、これに限定されず、バーナ１０２ａに供給される燃焼空気量及び熱交換器１０６を通過する冷却水及び貯湯水の少なくともいずれか一方の通流量が多くなるように制御する形態を採用しても構わない。具体的には、燃焼空気供給器１１７の操作量が通常の停止処理の水素生成装置１０２の冷却動作時に比して大きくなるよう制御し、第１ポンプ１０７及び第２ポンプ１０８の少なくともいずれか一方の操作量が、通常の停止処理の燃料電池１０１の排熱回収動作時に比して大きくなるよう制御することで、実現される。   In the third embodiment, in the forced stop process, the cooling operation time of the hydrogen generator 102 by the combustion air supply device 117 and the first pump 107 and the second pump 108 are compared with those in the normal stop process. The amount of cooling of the fuel cell 101 and the hydrogen generator 102 is controlled to be increased by controlling the exhaust heat recovery operation time of the fuel cell 101 to be increased. However, the present invention is not limited to this, and is supplied to the burner 102a. It is also possible to adopt a form in which control is performed so that the flow rate of at least one of the cooling air passing through the heat exchanger 106 and the cooling water passing through the heat exchanger 106 and the hot water storage water increases. Specifically, the amount of operation of the combustion air supply device 117 is controlled to be larger than that during the cooling operation of the hydrogen generation device 102 in the normal stop process, and at least one of the first pump 107 and the second pump 108 is controlled. This is realized by controlling the operation amount to be larger than that during the exhaust heat recovery operation of the fuel cell 101 in the normal stop process.

また、本実施の形態３においては、リモコン１２０が、停止操作器を構成したが、これに限定されず、リモコン１２０とは別に、燃料電池システム１００の運転を強制的に停止させるための停止操作器を設けてもよい。   In the third embodiment, the remote controller 120 constitutes a stop operation device. However, the present invention is not limited to this, and a stop operation for forcibly stopping the operation of the fuel cell system 100 separately from the remote controller 120. A vessel may be provided.

（実施の形態４）
ところで、水素生成装置１０２は、停止処理時において、水素生成装置１０２の可燃ガス経路の入口及び出口を閉止して、改質器１６を含むガス経路を閉空間とするための封止動作が実行されるが、その後、水素生成装置１０２の温度低下に伴い内力が低下し、ひいては水素生成装置１０２内が過剰に負圧になり、構成部材にダメージを与える可能性がある。そこで、本実施の形態４に係る水素生成装置１０２では、水素生成装置１０２の内圧が水素生成装置１０２の耐負圧限界値よりも大きい所定の圧力閾値Ｐ１以下である場合に、水素生成装置１０２内にガスを補給する補圧処理を実施するよう構成されている。 (Embodiment 4)
By the way, during the stop process, the hydrogen generator 102 performs a sealing operation to close the inlet and the outlet of the combustible gas path of the hydrogen generator 102 so that the gas path including the reformer 16 is closed. However, after that, the internal force decreases as the temperature of the hydrogen generating apparatus 102 decreases, and as a result, the inside of the hydrogen generating apparatus 102 becomes excessively negative pressure, which may damage the constituent members. Therefore, in the hydrogen generator 102 according to the fourth embodiment, when the internal pressure of the hydrogen generator 102 is equal to or less than a predetermined pressure threshold P1 that is larger than the negative pressure limit value of the hydrogen generator 102, It is comprised so that the supplementary pressure process which replenishes gas may be implemented.

また、本実施の形態４に係る水素生成装置１０２においては、強制停止処理時における水素生成装置１０２の冷却動作において、通常の停止処理時における水素生成装置１０２の冷却動作よりも単位時間当たりの冷却量を増加させるよう構成されている。従って、通常停止処理時よりも水素生成装置１０２の温度の低下速度が速く、圧力低下も速くなるため、上記補圧処理の頻度を通常の停止処理における補圧処理の頻度よりも増加させるよう構成することを特徴とする。以下にその詳細について説明する。   In the hydrogen generator 102 according to the fourth embodiment, the cooling per unit time in the cooling operation of the hydrogen generator 102 during the forced stop process is greater than the cooling operation of the hydrogen generator 102 during the normal stop process. Configured to increase the amount. Accordingly, since the temperature decrease rate of the hydrogen generator 102 is faster and the pressure decrease is faster than in the normal stop process, the frequency of the pressure increasing process is increased more than the frequency of the pressure reducing process in the normal stop process. It is characterized by doing. The details will be described below.

まず、本実施の形態４に係る水素生成装置１０２の構成は、図１に示す実施の形態１に係る水素生成装置１０２と同様の構成である。また、通常の停止処理については、実施の形態１と同様に水素生成装置１０２の冷却動作が実行されるとともに、さらに、補圧処理が実行される。なお、補圧処理については後述する。   First, the configuration of the hydrogen generator 102 according to Embodiment 4 is the same as that of the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1 shown in FIG. As for the normal stop process, the cooling operation of the hydrogen generator 102 is executed in the same manner as in the first embodiment, and the supplemental pressure process is further executed. The supplementary pressure process will be described later.

また、本実施の形態４に係る水素生成装置１０２の通常の停止処理における冷却動作は、実施の形態１に係る水素生成装置１０２の冷却動作（図２のステップＳ１００〜Ｓ１０５参照）と同じである。   The cooling operation in the normal stop process of the hydrogen generator 102 according to the fourth embodiment is the same as the cooling operation of the hydrogen generator 102 according to the first embodiment (see steps S100 to S105 in FIG. 2). .

次に、本実施の形態４に係る水素生成装置１０２の補圧処理について、図１０を参照しながら説明する。図１０は、本実施の形態４に係る水素生成装置１０２において実行される補圧処理の一例を示すフローチャートである。   Next, the pressure compensation process of the hydrogen generator 102 according to the fourth embodiment will be described with reference to FIG. FIG. 10 is a flowchart showing an example of the pressure compensation process executed in the hydrogen generator 102 according to the fourth embodiment.

図１０に示されるように、停止処理開始後、水素生成装置１０２の封止動作が実行される（ステップＳ９００）。具体的には、原料ガス供給経路４１上に設けられた第１開閉弁７１及び第２開閉弁７２の少なくともいずれか一方が閉止されるとともに、燃料ガス弁７９及びバイパス弁８０が閉止される。   As shown in FIG. 10, after the start of the stop process, the sealing operation of the hydrogen generator 102 is performed (step S900). Specifically, at least one of the first on-off valve 71 and the second on-off valve 72 provided on the source gas supply path 41 is closed, and the fuel gas valve 79 and the bypass valve 80 are closed.

次に、上記封止動作により閉空間となる水素生成装置１０２を含むガス経路内に設けられた圧力検知器（図示せず）で検知された圧力値が、上記所定の圧力閾値Ｐ１（例えば、大気圧に対して−５ｋＰａ）以下である場合（ステップＳ９０１でＹｅｓ）に、制御器１１０は、燃料ガス弁７９及びバイパス弁８０を閉止したまま、第１開閉弁７１及び第２開閉弁７２を開放させ、原料ガス供給器１１２を制御して、原料ガス供給経路４１より原料ガスを補給させる（ステップＳ９０２）。そして、制御器１１０は、圧力が大気圧以上になった場合に、原料ガス供給器１１２から水素生成装置１０２を含むガス経路へのガスの供給を停止させ、第１開閉弁７１及び第２開閉弁７２を閉止し、補圧処理を終了する。   Next, a pressure value detected by a pressure detector (not shown) provided in a gas path including the hydrogen generator 102 that becomes a closed space by the sealing operation is a predetermined pressure threshold value P1 (for example, If it is equal to or less than −5 kPa with respect to the atmospheric pressure (Yes in step S901), the controller 110 closes the first on-off valve 71 and the second on-off valve 72 while the fuel gas valve 79 and the bypass valve 80 are closed. The source gas supply unit 112 is opened and the source gas is supplied from the source gas supply path 41 by controlling the source gas supply unit 112 (step S902). Then, when the pressure becomes equal to or higher than the atmospheric pressure, the controller 110 stops the gas supply from the source gas supplier 112 to the gas path including the hydrogen generator 102, and the first opening / closing valve 71 and the second opening / closing valve The valve 72 is closed and the compensation process is terminated.

そして、制御器１１０は、上記補圧動作実行後もステップＳ９０１を定期的（例えば、３０ｓｅｃ毎）に実行し、ガス経路内の圧力が、補圧が必要なレベルにまで低下すれば適宜上記補圧処理を実行する。   Then, the controller 110 executes step S901 periodically (for example, every 30 sec) even after execution of the above-described pressure-compensating operation. If the pressure in the gas path decreases to a level that requires pressure-compensation, the controller 110 performs the above-mentioned compensation as appropriate. Execute pressure processing.

なお、上記補圧動作の実行を判断する際に、上記ガス経路内の圧力値を直接検知する圧力検知器の検知圧力値を用いたが、この圧力値と相関する上記ガス経路内の温度検知器（例えば、温度検知器１４３等）の検知温度、時計部で計測された上記圧力値と相関する停止処理開始後の経過時間に基づき上記補圧処理を実行する形態を採用しても構わない。   Note that when the execution of the supplementary pressure operation is determined, the detected pressure value of the pressure detector that directly detects the pressure value in the gas path is used. However, the temperature detection in the gas path that correlates with the pressure value is performed. A configuration may be adopted in which the pressure compensation process is executed based on the temperature detected by a temperature detector (for example, the temperature detector 143) and the elapsed time after the start of the stop process correlated with the pressure value measured by the clock unit. .

次に、本実施の形態４に係る水素生成装置１０２における強制停止処理について説明する。上記強制停止処理は、実施の形態１に係る水素生成装置１０２の冷却動作と同様のフロー（図３参照）で実施されるが、バーナ１０２ａに供給される燃焼空気の流量が、通常の停止処理の水素生成装置の冷却動作の場合よりも大きくなるように制御される。具体的には、制御器１１０が、燃焼空気供給器１１７の操作量を、通常の停止処理の水素生成装置１０２の冷却動作における燃焼空気供給器１１７の操作量よりも大きい所定の操作量となるように制御する。   Next, the forced stop process in the hydrogen generator 102 according to Embodiment 4 will be described. The forced stop process is performed in the same flow (see FIG. 3) as the cooling operation of the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1, but the flow rate of the combustion air supplied to the burner 102a is the normal stop process. It is controlled to be larger than the cooling operation of the hydrogen generator. Specifically, the controller 110 sets the operation amount of the combustion air supply device 117 to a predetermined operation amount that is larger than the operation amount of the combustion air supply device 117 in the cooling operation of the hydrogen generator 102 in the normal stop process. To control.

上記のように強制停止処理時において、通常の停止処理よりも水素生成装置１０２の冷却速度が上昇するよう冷却動作を実行するので、水素生成装置１０２の温度の低下が通常の停止処理時よりも迅速化され、水素生成装置１０２を含むガス経路内が、補圧が必要なレベルにまで低下する頻度が上昇する。従って、本実施の形態４に係る水素生成装置１０２の強制停止処理においては、通常の停止処理よりも高い頻度で上記補圧動作を実行することにより、水素生成装置１０２内の過剰な負圧化が抑制され、水素生成装置１０２が保護される。   As described above, in the forced stop process, the cooling operation is performed so that the cooling rate of the hydrogen generator 102 is higher than that in the normal stop process. Therefore, the temperature decrease of the hydrogen generator 102 is lower than that in the normal stop process. The speed of the gas passage including the hydrogen generator 102 is increased, and the frequency at which the pressure is reduced to a level that requires supplementary pressure increases. Therefore, in the forced stop process of the hydrogen generator 102 according to the fourth embodiment, excessive pressure reduction in the hydrogen generator 102 is performed by executing the above-described supplementary pressure operation more frequently than the normal stop process. Is suppressed, and the hydrogen generator 102 is protected.

本発明に係る水素生成装置及びそれを備える燃料電池システムは、メンテナンス作業が必要な場合において、操作者が停止操作器に入力操作して水素生成装置の運転を停止させることで、より速やかに水素生成装置のメンテナンス作業に着手することが可能になる。   The hydrogen generator according to the present invention and the fuel cell system including the hydrogen generator are more promptly operated when an operator inputs an operation to the stop operating device to stop the operation of the hydrogen generator when maintenance work is required. It becomes possible to start the maintenance work of the generator.

図１は、本発明の実施の形態１に係る水素生成装置の概略構成を示す模式図である。FIG. 1 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a hydrogen generator according to Embodiment 1 of the present invention. 図２は、本発明の実施の形態１の水素生成装置１０２における通常停止処理の一例を示すフローチャートである。FIG. 2 is a flowchart showing an example of normal stop processing in the hydrogen generator 102 according to Embodiment 1 of the present invention. 図３は、本発明の実施の形態１に係る水素生成装置における強制停止処理の主な動作を示すフローチャートである。FIG. 3 is a flowchart showing the main operation of the forced stop process in the hydrogen generator according to Embodiment 1 of the present invention. 図４は、本発明の実施の形態２に係る水素生成装置の概略構成を示す模式図である。FIG. 4 is a schematic diagram showing a schematic configuration of the hydrogen generator according to Embodiment 2 of the present invention. 図５は、本発明の実施の形態３に係る燃料電池システムの概略構成を示す模式図である。FIG. 5 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention. 図６Ａは、本発明の実施の形態３の燃料電池システムにおける通常の停止処理の主な動作を示すフローチャートである。FIG. 6A is a flowchart showing the main operation of normal stop processing in the fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention. 図６Ｂは、本発明の実施の形態３の燃料電池システムにおける通常の停止処理の主な動作を示すフローチャートである。FIG. 6B is a flowchart showing the main operation of normal stop processing in the fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention. 図７は、本発明の実施の形態３の燃料電池システムの通常の停止処理における燃料電池の排熱回収動作を示すフローチャートである。FIG. 7 is a flowchart showing the exhaust heat recovery operation of the fuel cell in the normal stop process of the fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention. 図８は、本発明の実施の形態３の燃料電池システムにおける強制停止処理の主な動作を示すフローチャートである。FIG. 8 is a flowchart showing the main operation of the forced stop process in the fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention. 図９は、本発明の実施の形態３の燃料電池システムにおける貯湯制御の概要を示すフローチャートである。FIG. 9 is a flowchart showing an outline of hot water storage control in the fuel cell system according to Embodiment 3 of the present invention. 図１０は、本実施の形態４に係る水素生成装置において実行される補圧処理の一例を示すフローチャートである。FIG. 10 is a flowchart showing an example of the compensation pressure process executed in the hydrogen generator according to the fourth embodiment.

１ 容器
２ 外筒
３ 内筒
４ 断熱部材
５ 底板
６ 板部材
７ 蓋部材
８ 内筒用底板
９ 輻射筒
１０ 燃焼排ガス流路
１１ 燃焼排ガス出口
１２ 原料ガス供給口
１３ 水供給口
１４ 改質触媒層
１５ 予熱部
１６ 改質器
１７ 緩衝空間部
１８ 空間
１９ 水素含有ガス流路
２０ 仕切り板
２１ 仕切り板
２２ 変成触媒収容空間
２３ 変成触媒層
２４ 変成器
２５ 空気混合部
２６ 酸化触媒収容空間
２７ 酸化触媒層
２８ 浄化器
２９ 出口（貫通孔）
３０ 空気供給口
３１ 入口（貫通孔）
３２ 燃料ガス出口
４１ 原料ガス供給経路
４２ 燃料ガス供給経路
４２ａ 第１燃料ガス供給経路
４２ｂ 第２燃料ガス供給経路
４３ オフ燃料ガス経路
４４ 燃料ガスバイパス経路
４５ 第１凝縮水経路
４６ 酸化剤ガス供給経路
４７ 酸化剤ガス排出経路
４８ 第２凝縮水経路
４９ パージガス供給経路
５０ カソードパージガス排出経路
５１ 冷却水供給経路
５２ 冷却水排出経路
５３ 水供給路
５４ 貯湯水供給路
５５ 貯湯水経路
５６ 燃焼空気供給経路
５７ 改質用水供給経路
５８ 選択酸化用空気供給路
５９ 燃焼排ガス経路
６１ 吸気口
６２ 排気口
７１ 第１開閉弁（封止器）
７２ 第２開閉弁（封止器）
７３ 第１切替器
７３ａ 第１ポート
７３ｂ 第２ポート
７３ｃ 第３ポート
７４ 第３開閉弁
７５ 第４開閉弁
７６ 第５開閉弁
７７ 第６開閉弁
７８ 第７開閉弁
７９ 燃料ガス弁（封止器）
８０ バイパス弁（封止器）
８１ 第９開閉弁
１００ 燃料電池システム
１０１ 燃料電池（水素利用機器）
１０１ａ 燃料ガス流路
１０１ｂ 酸化剤ガス流路
１０１ｃ 冷却水流路
１０２ 水素生成装置
１０２ａ バーナ（燃焼器）
１０３ 酸化剤ガス供給器
１０４ 冷却水タンク
１０５ 凝縮水タンク
１０６ 熱交換器（放熱器）
１０７ 第１ポンプ（第１送出器）
１０８ 第２ポンプ（第２送出器）
１０９ 貯湯タンク
１１０ 制御器
１１１ パッケージ
１１２ 原料ガス供給器（原料供給器）
１１２ａ ブースターポンプ
１１２ｂ 流量調整弁
１１３ 第３ポンプ
１１４ 第１凝縮器
１１４ａ 一次流路
１１４ｂ 二次流路
１１５ 第２凝縮器
１１５ａ 一次流路
１１５ｂ 二次流路
１１６ 選択酸化用空気供給器
１１７ 燃焼空気供給器
１１８ インバータ
１１９ 換気ファン
１２０ リモコン（停止操作器）
１２０ａ 表示部
１２０ｂ キー操作部
１２１ 放熱器（冷却器）
１４０ 可燃性ガスセンサ
１４１ 着火検知器
１４２ ＣＯセンサ
１４３ 温度検知器
１４４ 温度検知器
１４５ 温度検知器
１４６ 温度検知器
１４７ 温度検知器
２０６ 切替器
２０７ バイパス経路 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Container 2 Outer cylinder 3 Inner cylinder 4 Heat insulation member 5 Bottom plate 6 Plate member 7 Lid member 8 Inner cylinder bottom plate 9 Radiation cylinder 10 Combustion exhaust gas flow path 11 Combustion exhaust gas outlet 12 Raw material gas supply port 13 Water supply port 14 Reforming catalyst layer DESCRIPTION OF SYMBOLS 15 Preheating part 16 Reformer 17 Buffer space part 18 Space 19 Hydrogen containing gas flow path 20 Partition plate 21 Partition plate 22 Conversion catalyst accommodation space 23 Transformation catalyst layer 24 Transformation device 25 Air mixing part 26 Oxidation catalyst accommodation space 27 Oxidation catalyst layer 28 Purifier 29 Outlet (through hole)
30 Air supply port 31 Inlet (through hole)
32 Fuel gas outlet 41 Raw material gas supply path 42 Fuel gas supply path 42a First fuel gas supply path 42b Second fuel gas supply path 43 Off-fuel gas path 44 Fuel gas bypass path 45 First condensed water path 46 Oxidant gas supply path 47 Oxidant gas discharge path 48 Second condensate water path 49 Purge gas supply path 50 Cathode purge gas discharge path 51 Cooling water supply path 52 Cooling water discharge path 53 Water supply path 54 Hot water supply path 55 Hot water supply path 56 Combustion air supply path 57 Reforming water supply path 58 Selective oxidation air supply path 59 Combustion exhaust gas path 61 Intake port 62 Exhaust port 71 First on-off valve (sealing device)
72 Second on-off valve (sealing device)
73 1st switch 73a 1st port 73b 2nd port 73c 3rd port 74 3rd on-off valve 75 4th on-off valve 76 5th on-off valve 77 6th on-off valve 78 7th on-off valve 79 Fuel gas valve (sealing device) )
80 Bypass valve (sealing device)
81 9th on-off valve 100 Fuel cell system 101 Fuel cell (hydrogen utilization equipment)
101a Fuel gas channel 101b Oxidant gas channel 101c Cooling water channel 102 Hydrogen generator 102a Burner (combustor)
103 Oxidant gas supply device 104 Cooling water tank 105 Condensed water tank 106 Heat exchanger (radiator)
107 1st pump (1st delivery device)
108 Second pump (second transmitter)
109 Hot water storage tank 110 Controller 111 Package 112 Raw material gas supply (raw material supply)
112a Booster pump 112b Flow control valve 113 Third pump 114 First condenser 114a Primary flow path 114b Secondary flow path 115 Second condenser 115a Primary flow path 115b Secondary flow path 116 Selective oxidation air supply 117 Combustion air supply 118 Inverter 119 Ventilation fan 120 Remote control (stop operation device)
120a Display unit 120b Key operation unit 121 Radiator (cooler)
140 Combustible gas sensor 141 Ignition detector 142 CO sensor 143 Temperature detector 144 Temperature detector 145 Temperature detector 146 Temperature detector 147 Temperature detector 206 Switcher 207 Bypass path

Claims (9)

原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と、前記改質器を加熱する燃焼器と、前記燃焼器に燃焼空気を供給する燃焼空気供給器と、制御器と、を備える水素生成装置であって、
操作者の入力操作により前記水素生成装置の運転を停止させるための停止操作器を備え 、
前記制御器は、通常の停止処理における前記水素生成装置の冷却量よりも、操作者による前記停止操作器への入力操作による停止処理における前記水素生成装置の冷却量の方が多くなるように前記燃焼空気供給器を制御する、水素生成装置。 A reformer that generates a hydrogen-containing gas by a reforming reaction using a raw material, a combustor that heats the reformer, a combustion air supplier that supplies combustion air to the combustor, and a controller; A hydrogen generator comprising:
A stop operator for stopping the operation of the hydrogen generator by an input operation by an operator;
The controller is configured so that the cooling amount of the hydrogen generating device in the stop processing by the input operation to the stop operating device by the operator is larger than the cooling amount of the hydrogen generating device in the normal stop processing. A hydrogen generator that controls the combustion air supply. 前記制御器は、前記通常の停止処理を行う場合における前記燃焼器の冷却量よりも、前記入力操作による停止処理における前記水素生成装置の冷却量の方が多くなるように、前記燃焼空気供給器の動作時間及び操作量の少なくともいずれかを制御する、請求項１に記載の水素生成装置。   The controller supplies the combustion air supply device so that the cooling amount of the hydrogen generator in the stop process by the input operation is larger than the cooling amount of the combustor in the case of performing the normal stop process. The hydrogen generation apparatus according to claim 1, wherein at least one of an operation time and an operation amount is controlled. 前記制御器は、前記通常の停止処理における前記燃焼空気供給器の操作量よりも、前記入力操作による停止処理における前記燃焼空気供給器の操作量を増加させるように制御することで前記水素生成装置の冷却量を増加させるように構成されている、請求項２に記載の水素生成装置。   The controller is configured to control the operation amount of the combustion air supply unit in the stop process by the input operation to be larger than the operation amount of the combustion air supply unit in the normal stop process. The hydrogen generation device according to claim 2, wherein the hydrogen generation device is configured to increase a cooling amount. 前記制御器は、前記通常の停止処理における前記燃焼空気供給器の動作時間よりも、前記入力操作による停止処理における前記燃焼空気供給器の動作時間を増加させるように制御することで前記燃焼器の冷却量を増加させるように構成されている、請求項２に記載の水素生成装置。   The controller controls the combustor so as to increase an operation time of the combustion air supply unit in the stop process by the input operation rather than an operation time of the combustion air supply unit in the normal stop process. The hydrogen generator according to claim 2, wherein the hydrogen generator is configured to increase a cooling amount. 前記制御器は、前記通常の停止処理完了時における前記水素生成装置の温度よりも、前記入力操作による停止処理完了時の前記水素生成装置の温度の方が低くなるように前記燃焼空気供給器を制御する、請求項１に記載の水素生成装置。   The controller controls the combustion air supply device so that the temperature of the hydrogen generator when the stop process is completed by the input operation is lower than the temperature of the hydrogen generator when the normal stop process is completed. The hydrogen generator according to claim 1, which is controlled. 前記制御器は、前記入力操作による停止処理の場合よりも前記通常の停止処理の場合の方が、前記水素生成装置の温度が高い状態で、前記水素生成装置の起動処理を許可するように構成されている、請求項１に記載の水素生成装置。   The controller is configured to permit the start-up process of the hydrogen generator in a state where the temperature of the hydrogen generator is higher in the case of the normal stop process than in the case of the stop process by the input operation. The hydrogen generator according to claim 1, wherein 前記制御器は、前記入力操作による停止処理において前記燃焼空気供給器の操作量を、前記水素生成装置の定格運転時の前記燃焼空気供給器の操作量よりも大きい所定の操作量以上に強制的に増加させるように前記燃焼空気供給器を制御する、請求項１に記載の水素生成装置。   The controller forcibly sets the operation amount of the combustion air supply device to a predetermined operation amount larger than the operation amount of the combustion air supply device during rated operation of the hydrogen generator in the stop process by the input operation. The hydrogen generator according to claim 1, wherein the combustion air supplier is controlled so as to be increased. 前記改質器を含むガス流路を閉空間とするための封止器を備え、
前記水素生成装置は、前記封止器により形成された前記閉空間内の圧力が低下すると、前記封止器を開放して、前記ガス流路内にガスを補給する補圧処理を実行するよう構成されており、
前記制御器は、前記通常の停止処理よりも前記入力操作による停止処理の方が、前記補圧処理の頻度を増加させるように構成されている、請求項１に記載の水素生成装置。 A sealing device for making the gas flow path including the reformer a closed space;
When the pressure in the closed space formed by the sealer decreases, the hydrogen generation device opens the sealer and performs a supplementary pressure process for supplying gas into the gas flow path. Configured,
2. The hydrogen generator according to claim 1, wherein the controller is configured to increase the frequency of the supplementary pressure process in the stop process by the input operation rather than in the normal stop process. 請求項１に記載の水素生成装置と、
前記水素生成装置より供給される水素含有ガスを用いて発電する燃料電池と、を備える、燃料電池システム。 A hydrogen generator according to claim 1;
A fuel cell system comprising: a fuel cell that generates power using a hydrogen-containing gas supplied from the hydrogen generator.
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