JP2011210628A - Fuel cell system and control method of the system - Google Patents
Fuel cell system and control method of the system Download PDFInfo
- Publication number
- JP2011210628A JP2011210628A JP2010078719A JP2010078719A JP2011210628A JP 2011210628 A JP2011210628 A JP 2011210628A JP 2010078719 A JP2010078719 A JP 2010078719A JP 2010078719 A JP2010078719 A JP 2010078719A JP 2011210628 A JP2011210628 A JP 2011210628A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- burner
- reformed gas
- hydrogen production
- raw fuel
- fuel cell
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims abstract description 278
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 218
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 189
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 189
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 187
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 133
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 102
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 89
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 71
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 69
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 30
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 abstract description 47
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 abstract description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 48
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 28
- 230000008569 process Effects 0.000 description 13
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 11
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 11
- 230000006870 function Effects 0.000 description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 description 9
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 7
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 7
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 3
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/50—Fuel cells
Landscapes
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Fuel Cell (AREA)
Abstract
Description
本発明は、燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法に関する。 The present invention relates to a fuel cell system and a control method for the fuel cell system.
従来の燃料電池システムとして、原燃料と水蒸気を改質することによって改質ガスを生成することのできる改質部及び当該改質部を加熱するバーナを有する水素発生装置と、改質ガスを用いて発電する燃料電池スタックを備えた燃料電池システムが知られている（例えば、特許文献１参照）。この燃料電池システムは、水素製造装置からの改質ガスを燃料電池スタックへ供給するラインと、改質ガスをバーナへ戻すライン（バイパスライン）を備えているものがある。この燃料電池システムでは運転開始する際に改質触媒、水蒸発器などが十分に予熱された後にプロセス水、原燃料を投入して水素製造装置で改質ガスを発生させるときに、燃料電池スタック側のラインを閉じると共にバイパスラインを開くことにより、改質ガス全量をバーナへ戻し、その後、選択酸化用の空気を供給して改質ガス中の一酸化炭素濃度を１０ｐｐｍ以下とし、改質ガスが安定して発生した後に燃料電池スタックへ改質ガスを供給するものがある。 As a conventional fuel cell system, a reformer that can generate a reformed gas by reforming raw fuel and steam, a hydrogen generator having a burner that heats the reformer, and a reformed gas are used. There is known a fuel cell system including a fuel cell stack that generates electric power (see, for example, Patent Document 1). Some of the fuel cell systems include a line for supplying the reformed gas from the hydrogen production apparatus to the fuel cell stack and a line for returning the reformed gas to the burner (bypass line). In this fuel cell system, when the reforming catalyst, water evaporator, etc. are sufficiently preheated at the start of operation, the process water and raw fuel are added to generate the reformed gas in the hydrogen production device. By closing the side line and opening the bypass line, the entire reformed gas is returned to the burner, and then the selective oxidation air is supplied to reduce the carbon monoxide concentration in the reformed gas to 10 ppm or less. In some cases, the reformed gas is supplied to the fuel cell stack after stable generation.
ここで、上述したような燃料電池システムでは、水素製造装置からの改質ガスの全量（すなわち発生水素の全て）をバーナへ戻しているため、通常の運転時よりも過剰の加熱熱量となっており、水素製造装置が必要以上に加熱される状態となっており、長時間バイパスラインから全量改質ガスを戻して燃焼する状態を維持できなかった。これは、改質触媒の耐熱温度以上に温度が上昇することや、バーナの故障や、容器の変形などの問題が生じると共に、燃焼空気量を過剰に増加させなくてはならないという問題が生じる。従来の燃料電池システムにおいては、このような問題を回避するために、改質ガスを早期に燃料電池スタック側のラインへ供給する必要があった。しかしながら、早期に改質ガスを燃料電池スタック側へ供給する場合、水素製造装置での水素発生が安定していない状態、あるいは十分にＣＯ濃度が低下していない状態で改質ガスを燃料電池スタックへ供給しなくてはならなくなるという問題があった。あるいは、改質ガスのＣＯ濃度を早く低下させるために、選択酸化反応部に対して早期（例えば、改質部へ原燃料を供給するのと同時に、あるいは当該タイミングより早い段階で）に選択酸化用空気を供給していた。しかしながら、改質ガスに水素が含まれていない状態で選択酸化用空気を供給した場合、選択酸化触媒が酸化劣化してしまうという問題がある。従って、水素製造装置を熱的に自立させること（すなわち水素製造装置で生成された改質ガスを全て自身のバーナへ戻しても、熱的なバランスを維持できること）のできる燃料電池システムが従来要求されていた。 Here, in the fuel cell system as described above, the entire amount of reformed gas from the hydrogen production apparatus (that is, all of the generated hydrogen) is returned to the burner. Therefore, the hydrogen production apparatus is in a state of being heated more than necessary, and the state in which the reformed gas is returned from the bypass line for a long time and burned cannot be maintained. This raises the problem that the temperature rises above the heat resistance temperature of the reforming catalyst, burner failure, container deformation, and the like, and that the amount of combustion air must be increased excessively. In the conventional fuel cell system, in order to avoid such a problem, it is necessary to supply the reformed gas to the line on the fuel cell stack side at an early stage. However, when the reformed gas is supplied to the fuel cell stack side at an early stage, the reformed gas is supplied to the fuel cell stack in a state where hydrogen generation in the hydrogen production apparatus is not stable or the CO concentration is not sufficiently lowered. There was a problem that it had to be supplied to. Alternatively, in order to quickly reduce the CO concentration of the reformed gas, the selective oxidation reaction unit is selectively oxidized early (for example, at the same time as supplying raw fuel to the reforming unit or at an earlier stage). Air was being supplied. However, when the selective oxidation air is supplied in a state where hydrogen is not contained in the reformed gas, there is a problem that the selective oxidation catalyst is oxidized and deteriorated. Therefore, a fuel cell system that can thermally stand the hydrogen production apparatus (that is, maintain a thermal balance even if all the reformed gas generated in the hydrogen production apparatus is returned to its own burner) has been conventionally required. It had been.
そこで、本発明は、水素製造装置を熱的に自立させることを可能とし、これによって水素発生を十分に安定させると共にＣＯ濃度を確実に低下させた状態で燃料電池スタックへ改質ガスを供給すると共に、水素製造装置内の触媒の劣化を抑制することができ、燃料電池の必要水素量を発生させることができる燃料電池システム及び燃料電池システムの制御方法を提供することを課題とする。 Accordingly, the present invention makes it possible to thermally stand the hydrogen production apparatus, thereby supplying reformed gas to the fuel cell stack in a state where hydrogen generation is sufficiently stabilized and the CO concentration is reliably reduced. At the same time, it is an object of the present invention to provide a fuel cell system and a control method for the fuel cell system that can suppress the deterioration of the catalyst in the hydrogen production apparatus and can generate the required hydrogen amount of the fuel cell.
ここで、本発明者らは、鋭意研究の結果、改質部へ供給される原燃料の供給量を最適範囲に制御し、改質部へ供給される原燃料のカーボンの量に対する水蒸気の量のモル比率によって定められるＳ／Ｃが最適な値になるように制御することによって、水素製造装置からの改質ガスの全量をバーナへ戻す状態を長時間維持したとしても上述のような問題を生じさせることなく、水素製造装置を熱的に自立させることが可能となることを見出した。本発明者らは、更に研究を重ね、具体的には、改質部へ供給される原燃料の供給量が、水素製造効率を最大とする供給量に対して１／４以下となるように制御し、Ｓ／Ｃが６．０以上となるように制御することによって、水素製造装置を熱的に自立させることができることを見出した。 Here, as a result of diligent research, the present inventors have controlled the supply amount of the raw fuel supplied to the reforming section to an optimum range, and the amount of water vapor relative to the amount of carbon of the raw fuel supplied to the reforming section. Even if the state in which the total amount of reformed gas from the hydrogen production apparatus is returned to the burner is maintained for a long time by controlling the S / C determined by the molar ratio of It has been found that the hydrogen production apparatus can be thermally independent without causing it. The inventors have further researched, and specifically, the supply amount of the raw fuel supplied to the reforming section is ¼ or less than the supply amount that maximizes the hydrogen production efficiency. It was found that the hydrogen production apparatus can be thermally self-supported by controlling and controlling the S / C to be 6.0 or more.
そこで、本発明に係る燃料電池システムは、原燃料及び水蒸気を改質することにより水素を含有する改質ガスを生成する改質部、及び改質部を加熱するバーナを備える水素製造装置と、水素製造装置によって生成した改質ガスを用いて発電を行う燃料電池スタックと、改質ガスの供給先を前記バーナ、あるいは燃料電池スタックに設定する改質ガス供給先設定手段と、改質部へ供給される原燃料の供給量を制御する原燃料供給量制御手段と、改質部へ供給される原燃料のカーボンの量に対する改質部へ供給される水蒸気の量のモル比率によって定められるＳ／Ｃを制御するＳ／Ｃ制御手段と、バーナでの火炎の状態を検出するバーナ火炎状態検出手段と、を備え、原燃料供給量制御手段は、水素製造装置の起動時において、原燃料の供給量が水素製造効率を最大とする供給量に対して１／４以下となるように制御し、Ｓ／Ｃ制御手段は、水素製造装置の起動時において、Ｓ／Ｃが６．０以上となるように制御し、改質ガス供給先設定手段は、水素製造装置の起動時において改質ガスの供給先をバーナのみに設定すると共に、バーナ火炎状態検出手段によって検出されたバーナの火炎の状態に基づいて改質ガスの供給先を燃料電池スタックに変更することを特徴とする。 Therefore, a fuel cell system according to the present invention includes a reforming unit that generates reformed gas containing hydrogen by reforming raw fuel and steam, and a hydrogen production apparatus that includes a burner that heats the reforming unit; A fuel cell stack that generates power using the reformed gas generated by the hydrogen production device, a reformed gas supply destination setting means for setting a reformed gas supply destination in the burner or the fuel cell stack, and a reformer S determined by the raw fuel supply amount control means for controlling the supply amount of the supplied raw fuel, and the molar ratio of the amount of water vapor supplied to the reforming unit to the amount of carbon of the raw fuel supplied to the reforming unit. S / C control means for controlling / C and burner flame state detection means for detecting the state of the flame in the burner, and the raw fuel supply amount control means Supply amount The S / C control means is controlled so that the S / C becomes 6.0 or more when the hydrogen production apparatus is started up. And the reformed gas supply destination setting means sets the reformed gas supply destination only to the burner at the time of starting the hydrogen production apparatus, and based on the burner flame state detected by the burner flame state detecting means. The supply destination of the reformed gas is changed to a fuel cell stack.
本発明に係る燃料電池システムによれば、改質ガス供給先設定手段が、水素製造装置の起動時に改質ガスをバーナのみへ供給することで（いわゆるバイパスライン）、水素発生を安定化させると共にＣＯ濃度を低下させることができ、その後に燃料電池スタックへ改質ガスを供給して発電を行うことができる。ここで、水素製造装置の起動時においては、改質ガス供給先設定手段が改質ガスの供給先をバーナのみに設定することで水素製造装置を自立運転状態とする一方で、原燃料供給量制御手段は、原燃料の供給量が水素製造効率を最大とする供給量に対して１／４以下となるように制御することで、原燃料の供給量を自立運転に最適な量とすることができる。更に、Ｓ／Ｃ制御手段は、Ｓ／Ｃが６．０以上となるように制御することで、Ｓ／Ｃを自立運転に最適な値とすることができる。このように、原燃料の供給量及びＳ／Ｃを最適化することによって水素製造装置を熱的に自立させることが可能となる。これによって、水素製造装置の自立運転に伴う問題（例えばバーナの故障や、容器の変形など）を起こすことなく、改質ガスの全量をバーナに供給する状態を長時間維持することが可能となる。更に本発明においては、バーナでの火炎の状態を検出するバーナ火炎状態検出手段を備えているため、当該バーナ火炎状態検出手段によって、改質ガスがバーナに供給される自立運転状態においてバーナの火炎状態を検出することができる。また、改質ガス供給先設定手段は、バーナ火炎状態検出手段によって検出されたバーナの火炎の状態に基づいて改質ガスの供給先を燃料電池スタックに変更することができる。ここで、自立運転状態においてバーナに火炎が発生していることからは、改質ガス中に燃焼可能な物質が含まれていること、すなわち、改質部に原燃料が供給されており水素を発生しうる状態にあることが把握される。このような情報に基づくことによって、少なくともバーナの火炎の発生を検出したタイミングと改質ガスを燃料電池スタックへ供給するタイミングとの間で選択酸化反応部に選択酸化用空気を供給すれば、改質ガスに確実に水素が含まれている状態にて選択酸化を行うことが可能となる。これによって、最適なタイミングで選択酸化用空気を供給することが可能となり、選択酸化触媒の酸化劣化を抑制することが可能となる。以上によって、水素製造装置を熱的に自立させることを可能とし、これによって水素発生を十分に安定させると共にＣＯ濃度を確実に低下させた状態で燃料電池スタックへ改質ガスを供給できると共に、水素製造装置内の触媒の劣化を抑制することができ、燃料電池の必要水素量を発生させることができる。 According to the fuel cell system of the present invention, the reformed gas supply destination setting means stabilizes the hydrogen generation by supplying the reformed gas only to the burner at the time of starting the hydrogen production apparatus (so-called bypass line). The CO concentration can be reduced, and then the reformed gas can be supplied to the fuel cell stack to generate power. Here, at the time of starting up the hydrogen production apparatus, the reformed gas supply destination setting means sets the reformed gas supply destination to only the burner, thereby bringing the hydrogen production apparatus into a self-sustained operation state, while supplying the raw fuel. The control means controls the raw fuel supply amount to be ¼ or less of the supply amount that maximizes the hydrogen production efficiency, thereby making the raw fuel supply amount optimal for independent operation. Can do. Furthermore, the S / C control means can control the S / C so as to be 6.0 or more, so that the S / C can be set to an optimum value for the independent operation. As described above, the hydrogen production apparatus can be thermally independent by optimizing the supply amount of raw fuel and the S / C. As a result, it is possible to maintain a state in which the entire amount of reformed gas is supplied to the burner for a long time without causing problems (for example, burner failure or container deformation) associated with the independent operation of the hydrogen production apparatus. . Further, in the present invention, since the burner flame state detecting means for detecting the flame state in the burner is provided, the burner flame in the self-sustaining operation state where the reformed gas is supplied to the burner by the burner flame state detecting means. The state can be detected. Further, the reformed gas supply destination setting means can change the reformed gas supply destination to the fuel cell stack based on the burner flame state detected by the burner flame state detecting means. Here, since the flame is generated in the burner in the self-sustained operation state, the combustible substance is included in the reformed gas, that is, the raw fuel is supplied to the reforming section and hydrogen is removed. It is understood that it is in a state that can occur. Based on such information, if the selective oxidation air is supplied to the selective oxidation reaction section at least between the timing at which the occurrence of the flame of the burner is detected and the timing at which the reformed gas is supplied to the fuel cell stack, the modification is performed. The selective oxidation can be performed in a state in which hydrogen is surely contained in the gas. As a result, it is possible to supply the selective oxidation air at an optimum timing, and to suppress the oxidative deterioration of the selective oxidation catalyst. As described above, the hydrogen production apparatus can be thermally self-supported, whereby the hydrogen generation can be sufficiently stabilized and the reformed gas can be supplied to the fuel cell stack in a state in which the CO concentration is reliably reduced. Deterioration of the catalyst in the production apparatus can be suppressed, and the required hydrogen amount of the fuel cell can be generated.
また、本発明に係る燃料電池システムにおいて、Ｓ／Ｃ制御手段は、バーナ火炎状態検出手段によって検出されたバーナの火炎の状態に基づいて、Ｓ／Ｃが６．０以上から４．５以下へ変更されるように制御し、改質ガス供給先設定手段は、Ｓ／Ｃ制御手段によってＳ／Ｃが変更された後、改質ガスの供給先を燃料電池スタックに設定することが好ましい。Ｓ／Ｃ制御手段は、改質ガスの供給先がバーナから燃料電池スタックへ切り替わる前段階において、水素製造装置の自立運転にとって最適なＳ／Ｃの値から、燃料電池スタックが発電を開始し、発電に用いなかった改質ガスの残りガス（オフガス）の燃焼で水素製造装置が熱的に安定になることができるＳ／Ｃ４．５以下という値にＳ／Ｃを変更することができる。これによって、自立運転状態を維持することで水素発生を安定させる一方で、燃料電池スタックへ改質ガスを供給する段階でも水素製造装置を熱的に安定させることが可能となる。 Further, in the fuel cell system according to the present invention, the S / C control means has an S / C of 6.0 or more to 4.5 or less based on the burner flame state detected by the burner flame state detection means. Preferably, the reformed gas supply destination setting means sets the reformed gas supply destination to the fuel cell stack after the S / C is changed by the S / C control means. The S / C control means starts the power generation of the fuel cell stack from the S / C value optimum for the self-sustaining operation of the hydrogen production device before the reformed gas supply destination is switched from the burner to the fuel cell stack. The S / C can be changed to a value of S / C 4.5 or less at which the hydrogen production apparatus can be thermally stabilized by combustion of the remaining reformed gas (off-gas) not used for power generation. As a result, the hydrogen generation can be stabilized by maintaining the self-sustaining operation state, while the hydrogen production apparatus can be thermally stabilized even at the stage of supplying the reformed gas to the fuel cell stack.
また、本発明に係る燃料電池システムにおいて、改質部によって生成された改質ガス中の一酸化炭素を選択酸化する選択酸化反応部に対して空気を供給する選択酸化用空気供給手段を更に備え、選択酸化用空気供給手段は、バーナ火炎状態検出手段によってバーナの火炎の発生が検出された後に、空気を供給することが好ましい。バーナでの火炎の発生を検出した後に、選択酸化反応部へ空気を供給することによって、改質ガスに確実に水素が含まれている状態にて選択酸化を行うことが可能となり、触媒の酸化劣化を防止することができる。 The fuel cell system according to the present invention further includes a selective oxidation air supply means for supplying air to a selective oxidation reaction section that selectively oxidizes carbon monoxide in the reformed gas generated by the reforming section. The selective oxidation air supply means preferably supplies the air after the burner flame state detection means detects the occurrence of the flame of the burner. After detecting the occurrence of a flame in the burner, by supplying air to the selective oxidation reaction section, it becomes possible to perform selective oxidation in a state where hydrogen is surely contained in the reformed gas, and the oxidation of the catalyst Deterioration can be prevented.
また、本発明に係る燃料電池システムにおいて、バーナへ供給される改質ガスに対するバーナへ供給される空気の比率によって定められるバーナ空気比を制御するバーナ空気比制御手段を更に備え、バーナ空気比制御手段は、バーナ空気比が１．１以上、２．５以下となるように制御することが好ましい。このようにバーナ空気比を適切な値とすることによって、水素製造装置の熱的な自立を一層確実に行うことができる。 The fuel cell system according to the present invention further comprises burner air ratio control means for controlling a burner air ratio determined by a ratio of air supplied to the burner with respect to reformed gas supplied to the burner, and burner air ratio control The means is preferably controlled so that the burner air ratio is 1.1 or more and 2.5 or less. Thus, by making the burner air ratio an appropriate value, the thermal self-supporting of the hydrogen production apparatus can be more reliably performed.
また、本発明に係る燃料電池システムにおいて、Ｓ／Ｃ制御手段は、原燃料の供給量を増加させることによって、Ｓ／Ｃを６．０以上から４．５以下へ変更させ、原燃料の供給量がスロープ状に増加するように制御することが好ましい。これによって、原燃料供給量を急激に増加させることなくスロープ状に徐々に増加させることができるため、水素製造装置での改質を安定して行えると共に、水素発生が安定した状態の改質ガスを燃料電池スタックへ供給することができる。 In the fuel cell system according to the present invention, the S / C control means increases the supply amount of the raw fuel, thereby changing the S / C from 6.0 to 4.5 and supplies the raw fuel. It is preferable to control the amount so as to increase in a slope shape. As a result, since the raw fuel supply amount can be gradually increased in a slope shape without suddenly increasing, the reforming gas can be stably reformed in the hydrogen production apparatus and the hydrogen generation is stable. Can be supplied to the fuel cell stack.
また、本発明に係る燃料電池システムにおいて、Ｓ／Ｃ制御手段は、原燃料の供給量を増加させることによって、Ｓ／Ｃを６．０以上から４．５以下へ変更させ、原燃料の供給量がステップ状に増加するように制御することが好ましい。これによって、原燃料供給量を急激に増加させることなくステップ状に段階的に増加させることができるため、水素製造装置での改質を安定して行えると共に、水素発生が安定した状態の改質ガスを燃料電池スタックへ供給することができる。 In the fuel cell system according to the present invention, the S / C control means increases the supply amount of the raw fuel, thereby changing the S / C from 6.0 to 4.5 and supplies the raw fuel. It is preferable to control so that the amount increases stepwise. As a result, the raw fuel supply amount can be increased stepwise in a stepwise manner, so that reforming in the hydrogen production apparatus can be performed stably and reforming in a state where hydrogen generation is stable. Gas can be supplied to the fuel cell stack.
また、本発明に係る燃料電池システムにおいて、Ｓ／Ｃ制御手段は、バーナ火炎状態検出手段によって検出されたバーナの火炎状態に基づいて、Ｓ／Ｃが６．０以上から４．５以下へ変更されるように制御し、選択酸化用空気供給手段は、Ｓ／Ｃ制御手段がＳ／Ｃを６．０以上から４．５以下へ変更させるために原燃料の供給量を増加させている途中において、空気を供給することが好ましい。原燃料供給量を増加させるのは燃料電池スタックへ改質ガスを供給する直前の段階であり、既に改質ガスには水素が十分に含まれている状態であるため、選択酸化触媒の酸化劣化をより確実に抑制することができる。更に、原燃料供給量の増加の途中ということは、燃料電池スタックへ改質ガスを供給するまでに（原燃料供給量の増加が完了するまでに）所定時間要するため、その間に選択酸化を行うことで確実にＣＯ濃度を低下させておくことができる。 In the fuel cell system according to the present invention, the S / C control means changes the S / C from 6.0 or more to 4.5 or less based on the flame condition of the burner detected by the burner flame condition detection means. And the selective oxidation air supply means is increasing the supply amount of the raw fuel in order for the S / C control means to change the S / C from 6.0 to 4.5. It is preferable to supply air. The raw fuel supply amount is increased immediately before the reformed gas is supplied to the fuel cell stack. Since the reformed gas already contains hydrogen, the oxidation degradation of the selective oxidation catalyst Can be more reliably suppressed. Furthermore, during the increase of the raw fuel supply amount, it takes a predetermined time until the reformed gas is supplied to the fuel cell stack (until the increase of the raw fuel supply amount is completed), and thus selective oxidation is performed during that time. Thus, the CO concentration can be reliably reduced.
また、本発明に係る燃料電池システムの制御方法は、原燃料及び水蒸気を改質することにより水素を含有する改質ガスを生成する改質部、及び改質部を加熱するバーナを備える水素製造装置と、水素製造装置によって生成した改質ガスを用いて発電を行う燃料電池スタックと、を備える燃料電池システムの制御方法であって、水素製造装置の起動時において、改質ガスの供給先をバーナと記燃料電池スタックのうち、バーナのみに設定する改質ガス供給先設定ステップと、水素製造装置の起動時において、改質部へ供給される原燃料の供給量が、水素製造効率を最大とする供給量に対して１／４以下となるように制御する原燃料供給量制御ステップと、水素製造装置の起動時において、改質部へ供給される原燃料のカーボンの量に対する改質部へ供給される水蒸気の量のモル比率によって定められるＳ／Ｃが６．０以上となるように制御するＳ／Ｃ制御ステップと、バーナでの火炎の状態を検出するバーナ火炎状態検出ステップと、バーナ火炎状態検出手段によって検出されたバーナでの火炎の状態に基づいて改質ガスの供給先を燃料電池スタックに変更する改質ガス供給先変更ステップと、を有することを特徴とする。 In addition, the fuel cell system control method according to the present invention includes a reforming unit that generates reformed gas containing hydrogen by reforming raw fuel and steam, and a hydrogen production that includes a burner that heats the reforming unit. And a fuel cell stack that generates power using reformed gas generated by a hydrogen production device, the method of controlling a fuel cell system comprising: Of the burner and fuel cell stack, the reformed gas supply destination setting step set only for the burner and the supply amount of raw fuel supplied to the reforming unit at the start of the hydrogen production device maximizes the hydrogen production efficiency. The raw fuel supply amount control step for controlling the supply amount to be ¼ or less of the supply amount, and the reforming of the raw fuel supplied to the reforming unit at the time of starting the hydrogen production apparatus with respect to the amount of carbon An S / C control step for controlling the S / C determined by the molar ratio of the amount of water vapor to be supplied to 6.0 or more, a burner flame state detection step for detecting a flame state in the burner, And a reformed gas supply destination changing step of changing the supply destination of the reformed gas to the fuel cell stack based on the state of the flame in the burner detected by the burner flame state detecting means.
本発明に係る燃料電池システムの制御方法によれば、改質ガス供給先設定ステップにおいて、水素製造装置の起動時に改質ガスをバーナのみへ供給することで（いわゆるバイパスライン）、水素発生を安定化させると共にＣＯ濃度を低下させることができ、その後に燃料電池スタックへ改質ガスを供給して発電を行うことができる。ここで、水素製造装置の起動時においては、改質ガス供給先設定ステップにおいて、改質ガスの供給先をバーナのみに設定することで水素製造装置を自立運転状態とする一方で、原燃料供給量制御ステップにおいて、原燃料の供給量が水素製造効率を最大とする供給量に対して１／４以下となるように制御することで、原燃料の供給量を自立運転に最適な量とすることができる。更に、Ｓ／Ｃ制御ステップにおいて、Ｓ／Ｃが６．０以上となるように制御することで、Ｓ／Ｃを自立運転に最適な値とすることができる。このように、原燃料の供給量及びＳ／Ｃを最適化することによって水素製造装置を熱的に自立させることが可能となる。これによって、水素製造装置の自立運転に伴う問題（例えばバーナの故障や、容器の変形など）を起こすことなく、改質ガスの全量をバーナに供給する状態を長時間維持することが可能となる。更に本発明においては、バーナでの火炎の状態を検出するバーナ火炎状態検出ステップを有しているため、当該バーナ火炎状態検出ステップによって、改質ガスがバーナに供給される自立運転状態においてバーナの火炎状態を検出することができる。また、改質ガス供給先変更ステップにおいて、バーナ火炎状態検出ステップで検出されたバーナの火炎の状態に基づいて改質ガスの供給先を燃料電池スタックに変更することができる。ここで、自立運転状態においてバーナに火炎が発生していることからは、改質ガス中に燃焼可能な物質が含まれていること、すなわち、改質部に原燃料が供給されており水素を発生しうる状態にあることが把握される。このような情報に基づくことによって、少なくともバーナの火炎の発生を検出したタイミングと改質ガスを燃料電池スタックへ供給するタイミングとの間で選択酸化反応部に選択酸化用空気を供給すれば、改質ガスに確実に水素が含まれている状態にて選択酸化を行うことが可能となる。これによって、最適なタイミングで選択酸化用空気を供給することが可能となり、選択酸化触媒の酸化劣化を抑制することが可能となる。以上によって、水素製造装置を熱的に自立させることを可能とし、これによって水素発生を十分に安定させると共にＣＯ濃度を確実に低下させた状態で燃料電池スタックへ改質ガスを供給と共に、水素製造装置内の触媒の劣化を抑制することができる。 According to the control method of the fuel cell system according to the present invention, in the reformed gas supply destination setting step, the reformed gas is supplied only to the burner at the time of starting the hydrogen production apparatus (so-called bypass line), thereby stabilizing hydrogen generation. And the CO concentration can be reduced, and then the reformed gas can be supplied to the fuel cell stack to generate power. Here, at the time of starting the hydrogen production apparatus, in the reformed gas supply destination setting step, the reformed gas supply destination is set only to the burner, so that the hydrogen production apparatus is in a self-sustaining operation state while the raw fuel supply is performed. In the amount control step, the supply amount of the raw fuel is controlled to be ¼ or less of the supply amount that maximizes the hydrogen production efficiency, so that the supply amount of the raw fuel is the optimum amount for the independent operation. be able to. Furthermore, in the S / C control step, the S / C can be set to an optimum value for the independent operation by controlling the S / C to be 6.0 or more. As described above, the hydrogen production apparatus can be thermally independent by optimizing the supply amount of raw fuel and the S / C. As a result, it is possible to maintain a state in which the entire amount of reformed gas is supplied to the burner for a long time without causing problems (for example, burner failure or container deformation) associated with the independent operation of the hydrogen production apparatus. . Furthermore, in the present invention, since there is a burner flame state detection step for detecting the state of the flame in the burner, the burner flame state detection step causes the burner in the self-sustaining operation state where the reformed gas is supplied to the burner. A flame condition can be detected. In the reformed gas supply destination changing step, the reformed gas supply destination can be changed to the fuel cell stack based on the burner flame state detected in the burner flame state detecting step. Here, since the flame is generated in the burner in the self-sustained operation state, the combustible substance is included in the reformed gas, that is, the raw fuel is supplied to the reforming section and hydrogen is removed. It is understood that it is in a state that can occur. Based on such information, if the selective oxidation air is supplied to the selective oxidation reaction section at least between the timing at which the occurrence of the flame of the burner is detected and the timing at which the reformed gas is supplied to the fuel cell stack, the modification is performed. The selective oxidation can be performed in a state in which hydrogen is surely contained in the gas. As a result, it is possible to supply the selective oxidation air at an optimum timing, and to suppress the oxidative deterioration of the selective oxidation catalyst. As described above, it is possible to make the hydrogen production apparatus thermally independent, thereby stabilizing the hydrogen generation and supplying the reformed gas to the fuel cell stack in a state where the CO concentration is reliably reduced, and producing hydrogen. Deterioration of the catalyst in the apparatus can be suppressed.
本発明によれば、水素製造装置を熱的に自立させることを可能とし、これによって水素発生を十分に安定させると共にＣＯ濃度を確実に低下させた状態で燃料電池スタックへ改質ガスを供給すると共に、水素製造装置内の触媒の劣化を抑制することができ、燃料電池の必要水素量を発生させることができる。 According to the present invention, it is possible to make the hydrogen production apparatus thermally independent, thereby supplying the reformed gas to the fuel cell stack in a state where hydrogen generation is sufficiently stabilized and the CO concentration is reliably reduced. At the same time, it is possible to suppress the deterioration of the catalyst in the hydrogen production apparatus and to generate the necessary hydrogen amount of the fuel cell.
以下、図面を参照しながら、本発明の好適な実施形態について詳細に説明する。なお、以下の説明では、同一又は相当要素には同一符号を付し、重複する説明は省略する。また、「上」「下」の語は、図面の上下方向に対応するものであり便宜的なものである。 Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. In the following description, the same or equivalent elements will be denoted by the same reference numerals, and redundant description will be omitted. The terms “upper” and “lower” correspond to the vertical direction of the drawing and are for convenience.
図１は、本発明の一実施形態に係る燃料電池システムの一部を示す概略ブロック図である。図１に示すように、水素製造装置（ＦＰＳ：Fuel Processing System）１は、例えば家庭用の燃料電池システム１００において水素供給源として利用されるものである。ここでの水素製造装置１は、原燃料として石油系炭化水素が用いられ、水素を含有する改質ガスをセルスタック（燃料電池スタック）２０に供給する。
FIG. 1 is a schematic block diagram showing a part of a fuel cell system according to an embodiment of the present invention. As shown in FIG. 1, a hydrogen production apparatus (FPS: Fuel Processing System) 1 is used as a hydrogen supply source in, for example, a household
なお、原燃料としては、アルコール類、エーテル類、バイオ燃料、天然ガス、都市
ガスを用いてもよい。また、石油系炭化水素としては、灯油、ＬＰガスのほか、ナフサ、軽油などを原燃料として使用することができる。また、セルスタック２０としては、固体高分子形、アルカリ電解質形、リン酸形、溶融炭酸塩形或いは固体酸化物形等の種々のものを用いてもよい。
In addition, as raw fuel, you may use alcohol, ethers, biofuel, natural gas, and city gas. Further, as petroleum-based hydrocarbons, naphtha, light oil, etc. can be used as raw fuel in addition to kerosene and LP gas. As the
図２は、図１の水素製造装置を示す概略正面端面図である。ただし、当該水素製造装置１は一例であり、異なる構成のものを採用してもよい。図１，２に示すように、水素製造装置１は、中心軸を軸Ｇとする円筒状外形の脱硫部２と、中心軸を軸Ｇとする円柱状外形の本体部３と、を備え、これらが筐体４に収容されている。また、筐体４内において脱硫部２及び本体部３の周囲には、粉状の断熱材（不図示）が充填されて断熱されている。脱硫部２は筐体４の外に設置されてもよく、設けられていなくともよい。
FIG. 2 is a schematic front end view showing the hydrogen production apparatus of FIG. However, the
脱硫部２は、外部から導入された原燃料を脱硫触媒によって脱硫して硫黄分を除去し、この原燃料を後述のフィード部５へ供給する。脱硫部２は、筐体４の側板４ｘにパイプで固定され、本体部３の上部を所定の隙間を有して囲繞するよう保持されている。本体部３は、フィード部５、改質部６、シフト反応部７、選択酸化反応部８及び蒸発部９を備え、これらが一体で構成されている。この本体部３は、筐体４の床板４ｙに筒状のステーにより固定され保持されている。
The
フィード部５は、脱硫部２で脱硫した原燃料及び水蒸気（スチーム）を混合し、これらを改質部６に供給する。具体的には、フィード部５は、原燃料及び水蒸気を合流・混合させて混合ガス（混合流体）を生成する混合部５ｘと、混合ガスを改質部６へ流通させる混合ガス流路５ｙと、を含んでいる。
The
改質部（ＳＲ：Steam Reforming）６は、フィード部５により供給された混合ガスを改質触媒６ｘによって水蒸気改質して改質ガスを生成し、この改質ガスをシフト反応部７へ供給する。改質部６は、中心軸を軸Ｇとする円筒状外形を呈し、脱硫部２の筒内に位置するよう本体部３の上端側に設けられている。この改質部６にあっては、水蒸気改質反応が高温を必要としかつ吸熱反応であるため、改質部６の改質触媒６ｘを加熱するための熱源としてバーナ１０を利用している。
A reforming section (SR: Steam Reforming) 6 generates a reformed gas by steam reforming the mixed gas supplied from the
バーナ１０では、起動時は外部から原燃料がバーナ燃料として供給されて燃焼される。このバーナ１０は、本体部３の上端部に設けられ軸Ｇを中心軸とする燃焼筒１１に、バーナ１０による火炎が取り囲まれるよう取り付けられている。なお、バーナ１０においては、脱硫部２で脱硫した原燃料の一部が、バーナ燃料として供給されて燃焼される場合もある。
In the
シフト反応部７は、改質部６から供給された改質ガスの一酸化炭素濃度（ＣＯ濃度）を低下させるためのものであり、改質ガス中の一酸化炭素をシフト反応させて水素及び二酸化炭素に転換する。ここでのシフト反応部７は、シフト反応を２段階に分けて行うことも可能であり、高温（例えば４００°Ｃ〜６００°Ｃ）でのシフト反応である高温シフト反応を行う高温シフト反応部（ＨＴＳ：High Temperature Shift）１２と、高温シフト反応の温度よりも低温（例えば１５０°Ｃ〜３５０°Ｃ）でのシフト反応である低温シフト反応を行う低温シフト反応部（ＬＴＳ：LowTemperature Shift）１３と、を有している。ただし、高温シフト反応部１２は、必ずしも設けなくともよい。
The
高温シフト反応部１２は、改質部６から供給された改質ガス中の一酸化炭素を高温シフト触媒１２ｘによって高温シフト反応させ、改質ガスのＣＯ濃度を低下させる。高温シフト反応部１２は、中心軸を軸Ｇとする円筒状外形を呈しており、高温シフト触媒１２ｘが改質触媒６ｘの下端部を囲繞するよう改質部６の径方向外側に隣接配置されている。この高温シフト反応部１２は、ＣＯ濃度を低下させた改質ガスを低温シフト反応部１３へ供給する。
The high temperature
低温シフト反応部１３は、高温シフト反応部１２で高温シフト反応させた改質ガス中の一酸化炭素を低温シフト触媒１３ｘによって低温シフト反応させ、改質ガスのＣＯ濃度を低下させる。低温シフト反応部１３は、中心軸を軸Ｇとする円筒状外形を呈しており、本体部３の下端側に配設されている。この低温シフト反応部１３は、ＣＯ濃度を低下させた改質ガスを改質ガス配管１４ｘを介して選択酸化反応部８へ供給する。
The low temperature
選択酸化反応部（ＰＲＯＸ：Preferential Oxidation）８は、低温シフト反応部１３で低温シフト反応させた改質ガス中のＣＯ濃度をさらに低下させる。これは、セルスタック２０に高濃度の一酸化炭素を供給すると、セルスタック２０の触媒が被毒して大きく性能低下するためである。この選択酸化反応部８は、具体的には、改質ガス中の一酸化炭素と空気配管１５を介して導入される空気とを選択酸化触媒８ｘで反応させて、改質ガス中の水素を酸化させることなく、一酸化炭素を選択的に酸化し、二酸化炭素に転換する。選択酸化反応部８は、中心軸を軸Ｇとする円筒状外形を呈しており、本体部３の下端から所定長上端側に該本体部３の最外周側を構成するよう配設されている。
A selective oxidation reaction unit (PROX) 8 further reduces the CO concentration in the reformed gas subjected to the low temperature shift reaction in the low temperature
この選択酸化反応部８は、ＣＯ濃度をさらに低下させた改質ガスを、熱交換部１６が設けられた改質ガス配管１４ｙを介して外部へ導出する。熱交換部１６は、改質ガス配管１４ｙ内を流通する改質ガスと、外部から水配管１７ｘを介して導入された水との間で熱交換を行うと共に、この水を蒸発部９に水配管１７ｙを介して供給する。
The selective
蒸発部９は、熱交換部１６から供給された水を内部に貯留させると共に、この水をバーナ１０からの排ガスによる熱、低温シフト反応部１３及び選択酸化反応部８から移動させた（低温シフト反応部１３及び選択酸化反応部８を冷却して得た）熱で気化させて水蒸気を生成する。蒸発部９は、ジャケット型のものであり、中心軸を軸Ｇとする円筒状を呈している。この蒸発部９は、高温シフト反応部１２及び低温シフト反応部１３の径方向外側で且つ選択酸化反応部８の径方向内側（つまり、シフト反応部７と選択酸化反応部８との間）に位置するよう配設されている。この蒸発部９は、生成した水蒸気をフィード部５の混合部５ｘに水蒸気配管１７ｚを介して供給する。
The evaporation unit 9 stores the water supplied from the
このような水素製造装置１では、まず、バーナ燃料及びセルスタック２０からのオフガス(セルスタック２０で反応に使用されない残ガス)の少なくとも一方と空気とがバーナ１０に供給されて燃焼され、かかる燃焼によって改質触媒６ｘが加熱される。そして、バーナ１０の排ガスが排ガス流路及びガス配管１８を流通して外部へ排気される。
In such a
これと共に、脱硫部２で脱硫された原燃料と蒸発部９からの水蒸気とが混合部５ｘで混合され、混合ガスが生成される。この混合ガスは、混合ガス流路５ｙを介して改質部６に供給されて改質触媒６ｘで水蒸気改質され、これにより、改質ガスが生成される。そして、生成された改質ガスは、シフト反応部７によってその一酸化炭素濃度が例えば数千ｐｐｍ程度まで低下され、選択酸化反応部８によってその一酸化炭素濃度が１０ｐｐｍ程度以下まで低下された後、熱交換部１６で冷却され、後段のセルスタック２０へ導出される。
At the same time, the raw fuel desulfurized in the
なお、本実施形態においては、例えば各触媒６ｘ，１２ｘ，１３ｘ，８ｘにて触媒反応を好適に行うため、次のように各部位の温度が設定されている。すなわち、改質部６に流入する混合ガスの温度が約３００〜５５０℃とされ、改質部６から流出する改質ガスの温度が５５０℃〜８００℃とされ、高温シフト反応部１２に流入する改質ガスの温度が４００℃〜６００℃とされ、高温シフト反応部１２から流出する改質ガスの温度が３００℃〜５００℃とされている。また、低温シフト反応部１３に流入する改質ガスの温度が１５０℃〜３５０℃とされ、低温シフト反応部１３から流出する改質ガスの温度が１５０℃〜２５０℃とされ、選択酸化反応部８に流入する改質ガスの温度が９０℃〜２１０℃（１２０℃〜１９０℃）とされている。
In the present embodiment, for example, the temperature of each part is set as follows in order to suitably perform the catalytic reaction with each of the
ここで、本実施形態に係る燃料電池システム１００は、水素製造装置１で発生した改質ガスをバーナ１０へ戻すバイパスラインＬ１と、バイパスラインＬ１に取り付けられた凝縮水回収装置４０と、改質ガスをセルスタック２０へ供給するスタックラインＬ２とを有している。燃料電池システム１００は、水素製造装置１の起動時においては改質ガスをバイパスラインＬ１のみに供給することで起動中の水素製造装置１の発生ガスがセルスタック２０に到達しないようにし、改質ガスが発生を開始した際は改質ガスの全量をバーナ１０へ供給し、水素製造装置１の運転が安定したら、改質ガスをスタックラインＬ２へ供給することでセルスタック２０へ供給する。セルスタック２０による発電を開始する前でバイパスラインＬ１のみに改質ガスを供給しているとき、水素製造装置１で発生した改質ガスの全てがバーナ１０に戻されるため、水素製造装置１は自立した状態となる（以下の説明においては、このような状態を自立運転状態と称して説明する）。また、バイパスラインＬ１に流通している改質ガス中の水分が凝縮した際は、凝縮水回収装置４０により系外へ排出される。このような場合において、本実施形態に係る燃料電池システム１００は、このような水素製造装置１の自立運転状態を長時間維持できるように制御する機能を有している。このような機能を実現するため、燃料電池システム１００は、原燃料供給ポンプ１１０、水供給ポンプ１２０、バーナ燃料供給ポンプ１３０、バーナ空気供給ポンプ１４０、選択酸化用空気供給ポンプ１５０、火炎状態検出センサ１６０、バイパスバルブ１７０、スタック側バルブ１８０、及び制御部２００を備えている。なお、図においては、電気的な接続関係を省略している。
Here, the
原燃料供給ポンプ（原燃料供給量制御手段、Ｓ／Ｃ制御手段）１１０は、改質部６へ原燃料を供給するポンプである。水供給ポンプ（Ｓ／Ｃ制御手段）１２０は、水配管１７ｘや蒸発部９を介して改質部６へ水を供給するポンプである。バーナ燃料供給ポンプ（バーナ空気比制御手段）１３０は、バーナ１０にバーナ燃料を供給するポンプである。空気供給ポンプ（バーナ空気比制御手段）１４０は、バーナ１０に空気を供給するポンプである。選択酸化用空気供給ポンプ（選択酸化用空気供給手段）１５０は、選択酸化反応部８へ選択酸化用空気を供給するポンプである。各ポンプは、制御部２００と電気的に接続されており、制御部２００から入力された制御信号に基づいて駆動する。なお、各ポンプの配置は、図１及び図２に示す位置に限定されない。
The raw fuel supply pump (raw fuel supply amount control means, S / C control means) 110 is a pump for supplying raw fuel to the reforming unit 6. The water supply pump (S / C control means) 120 is a pump that supplies water to the reforming unit 6 through the
火炎状態検出センサ（火炎状態検出手段）１６０は、バーナ１０に設けられており、バーナ１０での火炎の状態を検出する機能を有している。火炎状態検出センサ１６０は、バーナ１０が着火したことやバーナ１０の火炎の温度など、火炎に関する情報を検出することのできる種々のセンサを用いることができる。火炎状態検出センサ１６０として、フレームリレーや熱電対などを用いることができる。
The flame state detection sensor (flame state detection means) 160 is provided in the
バイパスバルブ（改質ガス供給先設定手段）１７０は、バイパスラインＬ１の流路を開閉する機能を有している。また、スタック側バルブ（改質ガス供給先設定手段）１８０は、スタックラインＬ２の流路を開閉する機能を有している。バイパスバルブ１７０及びスタック側バルブ１８０は制御部２００と電気的に接続されており、制御部２００から入力された制御信号に基づいて開閉を行う。バイパスバルブ１７０が閉となり、スタック側バルブ１８０が開となっているときは、水素製造装置１からの改質ガスは、スタックラインＬ２のみを流通し、セルスタック２０のみへ供給される。一方、バイパスバルブ１７０が開となり、スタック側バルブ１８０が閉となっているときは、水素製造装置１からの改質ガスは、バイパスラインＬ１のみを流通し、バーナ１０のみへ供給される。ただし、各バルブの開閉度を調節することでバーナ１０とセルスタック２０の両方に改質ガスを供給することも可能である。
The bypass valve (reformed gas supply destination setting means) 170 has a function of opening and closing the flow path of the bypass line L1. The stack side valve (reformed gas supply destination setting means) 180 has a function of opening and closing the flow path of the stack line L2. The
凝縮水回収装置４０は、バイパスラインＬ１を流通する改質ガスに含まれる水分を回収して系外に排出する機能を有している。この凝縮水回収装置４０で水分を回収することによって、プロセス水が改質部６へ供給された後に、バーナ１０に水分が入ってしまうことを防止できる。具体的には、凝縮水回収装置４０は、熱交換器４０Ａと、ドレイン回収器４０Ｂを備えている。熱交換器４０Ａは、改質ガスと所定の流体とを熱交換することによって当該改質ガスを冷却して水蒸気を水（液体）とする。なお、熱交換用の所定の流体は、例えば温水回収用の水である。ドレイン回収器４０Ｂは、凝縮した水を回収すると共に、システム内の水タンクなどへ排出され、再度原料水として利用される。なお、改質ガスが冷却されて、水分をドレイン回収器４０Ｂで除去できればよく、熱交換器４０Ａが設けられていなくともよい。
The condensed
制御部（改質ガス供給先設定手段、原燃料供給量制御手段、Ｓ／Ｃ制御手段、火炎状態検出手段、バーナ空気比制御手段、選択酸化用空気供給手段）２００は、燃料電池システム１００及び水素製造装置１全体の制御を行う機能を有しており、例えば電子制御を行うデバイス（例えばＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、および入出力インターフェイスを含んで構成されたデバイス）によって構成されている。制御部２００は、原燃料供給ポンプ１１０、水供給ポンプ１２０、バーナ燃料供給ポンプ１３０、バーナ空気供給ポンプ１４０、及び選択酸化用空気供給ポンプ１５０の各ポンプにおける供給量を設定すると共に当該供給量が得られるように各ポンプに制御信号を出力する機能を有している。また、制御部２００は、バイパスバルブ１７０及びスタック側バルブ１８０へ制御信号を出力することによって、改質ガスの供給先をバーナ１０あるいはセルスタック２０に設定することができる。制御部２００は、水素製造装置１の起動時においては改質ガスの供給先をバーナ１０のみに設定することができ、水素製造装置１での水素発生が安定したタイミングで改質ガスの供給先をセルスタック２０に設定することができる。また、制御部２００は、火炎状態検出センサ１６０で検出された情報に基づいて、バーナ１０の火炎の状態を取得する機能を有している。例えば、制御部２００は、水素製造装置１が自立運転を行っているときに、火炎状態検出センサ１６０からの情報に基づいてバーナ１０の火炎の発生（つまり着火）のタイミングを取得し、これによって水素製造装置１において水素発生が開始したことを把握することができる。
The control unit (reformed gas supply destination setting means, raw fuel supply amount control means, S / C control means, flame state detection means, burner air ratio control means, selective oxidation air supply means) 200 includes the
また、制御部２００は、改質部６へ供給される原燃料の供給量を、水素製造装置１が自立運転を長時間行えるようにするために適切な供給量に制御することができる。また、制御部２００は、水素製造装置１が自立運転を長時間行えるようにするために適切なＳ／Ｃに制御することができると共に、自立運転状態からセルスタック２０での発電を行うために適切な値にＳ／Ｃを変更することもできる。ここで、Ｓ／Ｃとは、改質部６に供給される原燃料中のカーボンに対する、改質部６に供給される水蒸気のモル比率である。また、制御部２００は、バーナ１０に対するバーナ空気比を適切な値に制御することができる。バーナ空気比は、バーナ１０に供給される燃料を全て完全に燃焼できる空気量（理論空気量）に対するバーナ１０に供給される空気量の比率である。水素製造装置１の自立運転状態においては、バーナ１０には燃料として改質ガスが供給されるため、バーナ空気比は、水素製造装置１による改質ガス中の可燃性ガスを完全に燃焼できる空気量に対するバーナ空気供給ポンプ１４０による空気量の比率で定義される。一方、バーナ１０がバーナ燃料によって運転されているときは、バーナ空気比は、バーナ燃料供給ポンプ１３０により供給されるバーナ燃料を全て完全燃焼できる空気量に対するバーナ空気供給ポンプ１４０による空気量の比率で定義される。
Further, the
次に、図３、図４、図５及び図６を参照して、本実施形態に係る燃料電池システム１００による制御処理について説明する。図３は、燃料電池システム１００による水素製造装置１の起動時における制御処理の内容を示すフローチャートである。図４は、原燃料供給量と水素製造効率との関係を示すグラフである。図５は、水供給量、原燃料供給量、及び選択酸化用空気供給量の変化を示すタイムチャートの一例である。図６は、水供給量、原燃料供給量、及び選択酸化用空気供給量の変化を示すタイムチャートの他の例である。図３に示す制御処理は、制御部２００内において所定のタイミングで実行される。
Next, control processing by the
図３に示す制御処理は、水素製造装置１の起動時において当該水素製造装置１の自立運転状態を維持できるように制御することによって、水素発生を安定化させると共に改質ガスのＣＯ濃度を確実に低減し、その後、改質ガスをセルスタック２０へ供給するための制御である。図３に示すように、水素製造装置１が起動したとき、制御部２００は、バイパスバルブ１７０を開とすると共にスタック側バルブ１８０を閉とすることによって、改質ガスの供給先をバーナ１０のみに設定する（ステップＳ１０：改質ガス供給先設定ステップ）。次に、制御部２００は、バーナ空気供給ポンプ１４０を制御し、バーナ１０に対してバーナ空気の供給を行う（ステップＳ２０）。更に、制御部２００は、バーナ１０に設けられたバーナイグナイターを通電状態とすることで着火用火花を点火し（ステップＳ３０）、バーナ燃料供給ポンプ１３０を制御することでバーナ１０に対してバーナ燃料の供給を行う（ステップＳ４０）。これによって、バーナ１０の火炎を発生させる。制御部２００は、火炎状態検出センサ１６０からの検出結果に基づいて、バーナ１０の火炎が発生したことを検出する（ステップＳ５０）。火炎の発生を確認した後、制御部２００は、次のステップへ移行するための条件を満たしているかどうかの判定を行う（ステップＳ６０）。判定条件は、特に限定されないが、例えば、水素製造装置１内の触媒の温度が所定の温度範囲内となったときに条件が満たされたと判定することができる。Ｓ６０において条件が満たされていないと判定されると、制御部２００は条件が満たされるまで繰り返し判定を行う。
The control process shown in FIG. 3 stabilizes the hydrogen generation and ensures the CO concentration of the reformed gas by controlling the
Ｓ６０において条件が満たされた後、制御部２００は、水供給ポンプ１２０を制御することで改質部６に対して水を供給する。（ステップＳ７０）。このとき、水素製造装置１の出口からバイパスラインＬ１にかけて導入した水が凝縮することがあるが、凝縮水回収装置４０により系外へ排出される。次に、制御部２００は、バーナ燃料供給ポンプ１３０の駆動を停止することによってバーナ１０に対するバーナ燃料の供給を停止する（ステップＳ８０）。これによって、バーナ１０には、バーナ空気供給ポンプからのバーナ空気のみが供給される状態となる。この状態においては、バーナ１０の火炎はひとまず消える。この状態で、制御部２００は、バーナ空気供給ポンプ１４０を制御することでバーナ１０に供給されるバーナ空気の供給量を変更する（ステップＳ９０）。制御部２００は、改質ガスによる火炎を発生させるためにバーナイグナイターを通電状態とすることで着火用火花を点火する（ステップＳ１００）。
After the condition is satisfied in S <b> 60, the
次に、制御部２００は、自立運転状態を維持するために適切な供給量となるように、最適な原燃料の供給量を設定すると共に最適なＳ／Ｃを設定し、当該設定値となるように原燃料供給ポンプ１１０を制御することによって、改質部６に原燃料を供給する（ステップ１１０Ｓ：原燃料供給量制御ステップ、Ｓ／Ｃ制御ステップ）。ここで、制御部２００は、自立運転状態を維持するために最適な原燃料供給量として、水素製造効率が最大となる供給量に対して１／４以下となる原燃料供給量を設定することができる。図４に示すように、水素製造装置１の水素製造効率（改質プロセス効率）は、原燃料供給量を増加させると共に上昇し、原燃料供給量が所定の量となった時点で最大値となり、それ以上原燃料供給量を増加させると下がってゆく。水素製造効率が最大となる原燃料供給量は、図４においてＰ１で示されており、以下の説明ではこのときの原燃料供給量を最大効率供給量Ｐ１と称する。Ｓ１１０において、制御部２００は、原燃料供給量として、最大効率供給量Ｐ１に対して１／４以下となるような値を設定する（図４においてＦＶで示す範囲内の原燃料供給量）。なお、原燃料供給量が少なすぎると熱量不足により改質触媒温度が所定温度よりも低くなりすぎるため、原燃料の供給量の下限として最大効率供給量Ｐ１に対して１／２０以上とすることが好ましい。また、制御部２００は、Ｓ／Ｃとして６．０以上の値を設定するともに、当該値が得られるように原燃料供給ポンプ１１０を制御する。なお、設定したＳ／Ｃとなるように必要に応じて水供給ポンプ１２０も制御してもよい。なお、水供給量が多すぎると水素製造装置１内の蒸発部９で水の完全蒸発ができなくなるために、Ｓ／Ｃの上限として２０以下とすることが好ましい。このように原燃料を供給することで一定時間経過後、バイパスラインＬ１を流通する改質ガスに燃焼可能な物質が含まれることとなりバーナ１０が着火して火炎を発生させる。
Next, the
制御部２００は、火炎状態検出センサ１６０からの検出結果に基づいて、バーナ１０の火炎が発生したことを検出する（ステップＳ１２０）。バーナ１０で火炎が発生しているということは、改質部６に原燃料が供給されており、当該改質部６において改質が行われて水素が発生している状態であるといえる。従って、制御部２００は、Ｓ１２０での火炎の検出により、改質ガスに水素が含まれるようになる状態であることを把握することができる。従って、制御部２００は、選択酸化用空気供給ポンプ１５０を制御することによって、選択酸化反応部８へ選択酸化用の空気を供給する（ステップＳ１３０：選択酸化用空気供給手段）。改質ガスに水素が含まれない状態で選択酸化用空気を供給した場合、選択酸化反応部８の選択酸化触媒８ｘが酸化劣化する可能性があるが、制御部２００は、Ｓ１２０でバーナ１０の火炎を検出した後に選択酸化用空気の供給を行うことで選択酸化触媒８ｘの酸化劣化を確実に抑制することができる。なお、選択酸化用空気を供給するタイミングは当該位置に限定されず、バーナ１０の火炎が検出された後におけるどのようなタイミングで供給してもよい。
Based on the detection result from the flame
選択酸化用空気を選択酸化反応部８へ供給した後、制御部２００は、次の処理で移行するための条件を満たしているか否かの判定を行う（ステップＳ１４０）。判定条件は、特に限定されないが、例えば、タイマー条件や、セルスタック２０が発電可能な状態になっているかの条件や、水素製造装置１内の触媒の温度が所定の温度範囲内となったときに条件や、火炎検知器の安定性からの水素発生量の安定性確認の条件などが全て、もしくは一部満たされるとき、条件が満たされたと判定することができる。Ｓ６０において条件が満たされていないと判定されると、制御部２００は条件が満たされるまで繰り返し判定を行う。この温度条件は、改質部６において安定して水素発生を行うことができ、各触媒において安定してＣＯ除去を行うことができるような温度に設定することができる。なお、当該判定処理は必須ではない。
After supplying the selective oxidation air to the selective
Ｓ１２０においてバーナ１０での火炎の発生が検出されると共にＳ１４０において条件が満たされたと判定されると、制御部２００は、自立運転状態から発電準備状態へ移行する。発電準備状態とは、セルスタック２０へ改質ガスを供給することで発電を行うことが可能な状態である発電開始状態へ移行するための準備段階である。なお、発電準備状態でも改質ガスの全量はバーナ１０へ供給されているため、実質的には自立運転状態が継続されている状態である。具体的に、制御部２００は、発電を効率よく行うために最適な原燃料供給量及び最適なＳ／Ｃとなるように、水供給ポンプ１２０による水供給量を変更する（ステップＳ１５０）と共に、原燃料供給ポンプ１１０による原燃料供給量を変更する（ステップＳ１６０）。また、制御部２００は、選択酸化用空気の供給量も変更する。このとき、制御部２００は、水供給量と原燃料供給量を増加させるが、水供給量に比して原燃料供給量を大きく増加させることでＳ／Ｃを低くする。また、制御部２００は、原燃料供給量を増加させるとき、図５に示すようにスロープ状に増加させてもよく、図６に示すようにステップ状に段階的に増加させてもよい。制御部２００は、最終的な原燃料供給量及びＳ／Ｃの目標値を設定する前段階において、複数段階の目標値を設定しておき、徐々に原燃料供給量を増加させると共に徐々にＳ／Ｃを低下させている。最終的なＳ／Ｃ、すなわちセルスタック２０で発電を開始することができる発電開始状態におけるＳ／Ｃは、４．５以下に設定することが好ましい。これによって、セルスタック２０で発電を行う際の確実性が向上する。また、最終的な原燃料供給量は、特に限定されないが、例えばセルスタック２０の最小発電量相当の水素発生量を確保できる程度の原燃料供給量とすることができる。
When the occurrence of flame in the
Ｓ１５０〜Ｓ１７０において、原燃料供給量、Ｓ／Ｃ、及び選択酸化用空気の供給量が目標値となると、原燃料供給ポンプ１１０による原燃料供給量と、水供給ポンプ１２０による水供給量と、選択酸化用空気供給ポンプ１５０による選択酸化用空気供給量を一定とすることによって、セルスタック２０で発電を行うための発電開始状態へ移行する。発電開始状態へ移行すると、制御部２００は、スタック側バルブ１８０を開とする（ステップＳ１８０）と共に、バイパスバルブ１７０を閉とすることによって（ステップＳ１９０）、改質ガスの供給先をセルスタック２０に設定する。なお、Ｓ１９０の処理が終了すると、図３に示す処理が終了し、制御部２００は引き続き水素製造装置１を制御することによってセルスタック２０での発電を行う。なお、Ｓ１４０においてセルスタック２０で発電を開始できる場合にはＳ１８０，Ｓ１９０を実施して発電を開始してもよい。その後Ｓ１５０，Ｓ１６０，Ｓ１７０を実施し水素製造装置１の状態を最適化してもよい。
In S150 to S170, when the raw fuel supply amount, the S / C, and the supply amount of selective oxidation air reach the target values, the raw fuel supply amount by the raw
図５及び図６を参照して、図３のＳ１１０〜Ｓ１９０における水供給量、原燃料供給量、及び選択酸化用空気供給量の変化の様子を説明する。まず、自立運転状態においては、Ｓ１１０で原燃料の供給が開始された後、水供給量が一定に維持され、原燃料供給量が最大効率供給量に対する１／４以下の供給量とされた状態で一定に維持される。これによって、Ｓ／Ｃも６．０以上に維持されており、安定して自立運転状態を維持することができる。次に、時間ＤＴで示すタイミングで、Ｓ１２０のバーナ１０の火炎発生の検出が行われる。時間ＤＴで火炎が検出されて一定時間が経過した時間ｔ１において、Ｓ１３０の選択酸化用空気の供給が行われる。なお、火炎が検出された後、一定時間をおかずに速やかにＳ１３０を実行してもよい。Ｓ１４０による条件判定の後、時間ｔ２のタイミングでＳ１５０、Ｓ１６０の水供給量及び原燃料供給量の変更処理が行われる。すなわち、時間ｔ２のタイミングで自立運転状態から発電準備状態へ移行する。時間ｔ２以降の発電準備状態では、水供給量及び原燃料供給量は、図５に示すように複数段階の傾斜をなすようにスロープ状に増加する。これによって、原燃料供給量を急激に増加させることなくスロープ状に徐々に増加させることができるため、水素製造装置１での改質を安定して行えると共に、水素発生が安定した状態の改質ガスをセルスタック２０へ供給することができる。原燃料供給量の増加率は水供給量に比して大きい。あるいは、図６に示すように水供給量は時間ｔ２のタイミングで目標供給量まで一度に増加し、原燃料供給量は複数段の階段状をなすようにステップ状に増加する。これによって、原燃料供給量を急激に増加させることなくステップ状に段階的に増加させることができるため、水素製造装置１での改質を安定して行えると共に、水素発生が安定した状態の改質ガスをセルスタック２０へ供給することができる。時間ｔ４において、原燃料供給量が目標供給量となると共に、Ｓ／Ｃが目標とする値になり、それ以降は水供給量及び原燃料供給量は一定に維持される。時間ｔ４のタイミングで発電準備状態から発電開始状態へ移行する。なお発電開始状態へ移行した後、速やかにＳ１８０、Ｓ１９０の改質ガス供給先をセルスタックへ変更する処理を行ってもよく、発電開始状態となって一定時間経過後にＳ１８０、Ｓ１９０を実行してもよい。なお、図５のスロープ状の増加が何段階で行われるかや図６のステップ状の増加が何段階で行われるかは特に限定されない。
With reference to FIG.5 and FIG.6, the mode of the change of the water supply amount in S110-S190 of FIG. 3, a raw fuel supply amount, and the selective oxidation air supply amount is demonstrated. First, in the self-sustaining operation state, after the raw fuel supply is started in S110, the water supply amount is maintained constant, and the raw fuel supply amount is set to a supply amount equal to or less than ¼ of the maximum efficiency supply amount. At a constant. Thereby, S / C is also maintained at 6.0 or more, and it is possible to stably maintain the autonomous operation state. Next, at the timing indicated by the time DT, detection of the flame occurrence of the
なお、図５及び図６に示すように、選択酸化用空気供給量を一定としてもよく、あるいは原燃料供給量や水供給量とともに変化させてもよい。また、制御部２００は、自立運転状態の途中、すなわち原燃料供給量及び水供給量の増加が始まる前における時間ｔ１で選択酸化用空気を供給しているが、このタイミングは特に限定されない。例えば、制御部２００は、自立運転状態から発電準備状態へ移行するタイミング、すなわち原燃料供給量及び水供給量の増加が開始する時点である時間ｔ２で選択酸化用空気を供給してもよい。あるいは、制御部２００は、発電準備状態の途中、すなわち原燃料供給量及び水供給量が増加している途中における時間ｔ３で選択酸化用空気を供給してもよい。増加している途中に供給する場合、原燃料供給量を増加させるのはセルスタック２０へ改質ガスを供給する直前の段階であり、既に改質ガスには水素が十分に含まれている状態であるため、選択酸化触媒８ｘの酸化劣化をより確実に抑制することができる。更に、原燃料供給量の増加の途中ということは、セルスタック２０へ改質ガスを供給するまでに（原燃料供給量の増加が完了するまでに）所定時間要するため、その間に選択酸化を行うことで確実にＣＯ濃度を低下させておくことができる。あるいは、制御部２００は、発電準備状態から発電開始状態へ移行するタイミング、すなわち原燃料供給量及び水供給量の増加が終了するタイミングである時間ｔ４で選択酸化用空気を供給してもよい。
As shown in FIGS. 5 and 6, the selective oxidation air supply amount may be constant, or may be changed together with the raw fuel supply amount and the water supply amount. Further, the
次に、本実施形態に係る燃料電池システム１００の作用・効果について説明する。
Next, operations and effects of the
本実施形態に係る燃料電池システム１００によれば、制御部２００が、水素製造装置１からの改質ガスの供給先をバーナ１０とセルスタック２０のいずれかに設定することができる。従って、水素製造装置１の起動時はバイパスラインＬ１を利用して改質ガスをバーナ１０へ供給することで、水素発生を安定化させると共にＣＯ濃度を低下させることができ、その後にセルスタック２０へ改質ガスを供給して発電を行うことができる。ここで、制御部２００が改質ガスの供給先をバーナ１０のみに設定することで水素製造装置１を自立運転状態とする一方で、原燃料の供給量が最大効率供給量Ｐ１に対して１／４以下となるように制御することで、原燃料供給量を自立運転に最適な量とすることができる。更に、制御部２００は、Ｓ／Ｃが６．０以上となるように制御することで、Ｓ／Ｃを自立運転に最適な値とすることができる。このように、原燃料供給量及びＳ／Ｃを最適化することによって水素製造装置１を熱的に自立させることが可能となる。これによって、水素製造装置１の自立運転に伴う問題（例えばバーナ１０の故障や、容器の変形など）を起こすことなく、改質ガスの全量をバーナ１０に供給する状態を長時間維持することが可能となる。更に本実施形態においては、制御部２００が、バーナ状態検出センサ１６０を用いてバーナ１０での火炎の状態を検出する機能を有しているため、改質ガスがバーナ１０に供給される自立運転状態においてバーナ１０の火炎状態を検出することができる。また、制御部２００は、検出されたバーナの火炎の状態に基づいて改質ガスの供給先をセルスタック２０に変更することができる。ここで、自立運転状態においてバーナ１０に火炎が発生していることからは、改質ガス中に燃焼可能な物質が含まれていること、すなわち、改質部６に原燃料が供給されており水素を発生しうる状態にあることが把握される。このような情報に基づくことによって、少なくともバーナ１０の火炎の発生を検出したタイミング（Ｓ１２０のタイミング）と改質ガスをセルスタック２０へ供給するタイミング（Ｓ１８０、Ｓ１９０のタイミング）との間で選択酸化反応部８に選択酸化用空気を供給すれば、改質ガスに確実に水素が含まれている状態にて選択酸化を行うことが可能となる。これによって、最適なタイミングで選択酸化用空気を供給することが可能となり、選択酸化触媒８ｘの酸化劣化を抑制することが可能となる。以上によって、水素製造装置１を熱的に自立させることを可能とし、これによって水素発生を十分に安定させると共にＣＯ濃度を確実に低下させた状態でセルスタック２０へ改質ガスを供給することができると共に、水素製造装置１内の触媒の劣化を抑制することができる。
According to the
ここで、図７を用いて、原燃料供給量及びＳ／Ｃが本実施形態に係る燃料電池システム１００における条件を満たす場合と、満たさない場合の比較を行う。図７の下段には、改質部６へ供給される原燃料供給量及び水供給量の変化を示すタイムチャートが示されている。なお、グラフ中のＳＬ１は、最大効率供給量Ｐ１に対する１／４の供給量を示す基準線である。図７の上段には、水素製造装置１の各部位における温度の変化を示すタイムチャートが示されている。具体的には、バーナ１０の火炎温度、改質部６の出口温度、低温シフト反応部１３の触媒温度、選択酸化反応部８の触媒温度が示されている。グラフ中のＳＬ２，ＳＬ３，ＳＬ４，ＳＬ５は、改質部６の出口温度、低温シフト反応部１３の触媒温度、選択酸化反応部８の触媒温度のそれぞれの基準温度を示している。基準温度より低い温度を継続的に維持することができれば、水素製造装置１の安定した自立運転が可能となる。図７に示すように、時間ｔ１０〜ｔ１１の間では、原燃料供給量は最大効率供給量Ｐ１の１／４以下の供給量となっており、水供給量もＳ／Ｃ＞６．０を満たす供給量で維持されている。このように本実施形態に係る条件を満たしている状態では、バーナ１０の火炎温度、改質部６の出口温度、低温シフト反応部１３の触媒温度、選択酸化反応部８の触媒温度は、何れも基準温度ＳＬ２，ＳＬ３，ＳＬ４，ＳＬ５よりも低い状態が維持されている。従って、原燃料供給量を最大効率供給量Ｐ１の１／４以下とすると共に、Ｓ／Ｃを６．０以上とすることによって、水素製造装置１の各部分の温度が適切な温度にバランスよく保たれ、安定した自立運転が可能となることが理解される。
Here, FIG. 7 is used to compare the case where the raw fuel supply amount and the S / C satisfy the condition in the
一方、時間ｔ１１〜ｔ１２において水供給量を減らすことによって、Ｓ／Ｃが６．０よりも低い値になるように水供給ポンプ１２０を制御した。このとき、バーナ１０の火炎温度、改質部６の出口温度、低温シフト反応部１３の触媒温度、選択酸化反応部８の触媒温度は、何れも温度が上昇してしまい基準温度ＳＬ２，ＳＬ３，ＳＬ４，ＳＬ５より高い温度となった。このような場合、水素製造装置１の各部分の温度が高くなりすぎてしまい、自立運転を長時間維持することが不可能となる。従って、Ｓ／Ｃを６．０より小さくした場合は、水素製造装置１の各部分の温度を適切な温度にバランスよく保つことができなくなり、安定した自立運転を行えなくなることが理解される。更に、時間ｔ１３〜ｔ１４において原燃料供給量を増やすことによって、当該原燃料供給量が最大効率供給量Ｐ１の１／４より多くなるように原燃料供給ポンプ１１０を制御した。このとき、バーナ１０の火炎温度、改質部６の出口温度、低温シフト反応部１３の触媒温度、選択酸化反応部８の触媒温度は、何れも温度が上昇してしまい基準温度ＳＬ２，ＳＬ３，ＳＬ４，ＳＬ５より高い温度となった。このような場合、水素製造装置１の各部分の温度が高くなりすぎてしまい、自立運転を長時間維持することが不可能となる。従って、原燃料供給量を最大効率供給量Ｐ１の１／４より多くした場合は、水素製造装置１の各部分の温度を適切な温度にバランスよく保つことができなくなり、安定した自立運転を行えなくなることが理解される。
On the other hand, the
また、本実施形態に係る燃料電池システム１００において、制御部２００は、検出されたバーナ１０の火炎の状態に基づいて、Ｓ／Ｃが６．０以上から４．５以下へ変更されるように制御し、Ｓ／Ｃが変更された後、改質ガスの供給先をセルスタック２０に設定することができる。制御部２００は、改質ガスの供給先がバーナ１０からセルスタック２０へ切り替わる前段階において、水素製造装置１の自立運転にとって最適なＳ／Ｃの値から、セルスタック２０が発電を開始し、発電に用いなかった改質ガスの残りガス（オフガス）の燃焼で水素製造装置１が熱的に安定になることができるＳ／Ｃ４．５以下という値にＳ／Ｃを変更することができる。これによって、自立運転状態を維持することで水素発生を安定させる一方で、セルスタック２０へ改質ガスを供給する段階でも水素製造装置を熱的に安定させることが可能となる。
Further, in the
また、本実施形態に係る燃料電池システム１００において、制御部２００は、選択酸化用空気供給ポンプ１５０を用いて改質部６によって生成された改質ガス中の一酸化炭素を選択酸化する選択酸化反応部８に対して空気を供給することができ、バーナ１０の火炎の発生が検出された後に、空気を供給することができる。バーナ１０での火炎の発生を検出した後に、選択酸化反応部８へ空気を供給することによって、改質ガスに確実に水素が含まれている状態にて選択酸化を行うことが可能となり、触媒の酸化劣化を防止することができる。
In the
また、本実施形態に係る燃料電池システム１００において、制御部２００は、バーナ１０へ供給される改質ガスに対するバーナ１０へ供給される空気の比率によって定められるバーナ空気比を制御することができ、バーナ空気比が１．１以上、２．５以下となるように制御することができる。このようにバーナ空気比を適切な値とすることによって、水素製造装置１の熱的な自立を一層確実に行うことができる。
In the
また、本実施形態に係る燃料電池システム１００において、制御部２００は、原燃料の供給量を増加させることによって、Ｓ／Ｃを６．０以上から４．５以下へ変更させており、図５に示すように原燃料供給量がスロープ状に増加するように制御することができる。これによって、原燃料供給量を急激に増加させることなくスロープ状に徐々に増加させることができるため、水素製造装置１での改質を安定して行えると共に、水素発生が安定した状態の改質ガスをセルスタック２０へ供給することができる。
Further, in the
また、本実施形態に係る燃料電池システム１００において、制御部２００は、原燃料の供給量を増加させることによって、Ｓ／Ｃを６．０以上から４．５以下へ変更させており、図６に示すように原燃料供給量がステップ状に増加するように制御することができる。これによって、原燃料供給量を急激に増加させることなくステップ状に段階的に増加させることができるため、水素製造装置１での改質を安定して行えると共に、水素発生が安定した状態の改質ガスをセルスタック２０へ供給することができる。
Further, in the
また、本実施形態に係る燃料電池システム１００において、制御部２００は、Ｓ／Ｃを６．０以上から４．５以下へ変更させるために原燃料の供給量を増加させている途中（例えば、図５、図６における時間ｔ３のタイミング）において、選択酸化用空気を供給することができる。原燃料供給量を増加させるのはセルスタック２０へ改質ガスを供給する直前の段階であり、既に改質ガスには水素が十分に含まれている状態であるため、選択酸化触媒８ｘの酸化劣化をより確実に抑制することができる。更に、原燃料供給量の増加の途中ということは、セルスタック２０へ改質ガスを供給するまでに（原燃料供給量の増加が完了するまでに）所定時間要するため、その間に選択酸化を行うことで確実にＣＯ濃度を低下させておくことができる。
Further, in the
また、本実施形態に係る燃料電池システム１００の制御方法によれば、水素製造装置１の起動時に、ステップＳ１０（改質ガス供給先設定ステップ）によって、改質ガスをバイパスラインＬ１を利用してバーナ１０のみへ供給することで、水素発生を安定化させると共にＣＯ濃度を低下させることができ、その後にセルスタック２０へ改質ガスを供給して発電を行うことが可能となる。ここで、ステップＳ１０（改質ガス供給先設定ステップ）において改質ガスの供給先をバーナ１０のみに設定することで水素製造装置１を自立運転状態とする一方で、ステップＳ１１０（原燃料供給量制御ステップ）において、原燃料供給量が最大効率供給量Ｐ１に対して１／４以下となるように制御することで、原燃料供給量を自立運転に最適な量とすることができる。更に、ステップＳ１１０（Ｓ／Ｃ制御ステップ）において、Ｓ／Ｃが６．０以上となるように制御することで、Ｓ／Ｃを自立運転に最適な値とすることができる。このように、原燃料供給量及びＳ／Ｃを最適化することによって水素製造装置１を熱的に自立させることが可能となる。これによって、水素製造装置１の自立運転に伴う問題（例えばバーナ１０の故障や、容器の変形など）を起こすことなく、改質ガスの全量をバーナ１０に供給する状態を長時間維持することが可能となる。更に実施形態においては、ステップＳ１２０（バーナ火炎状態検出ステップ）において、バーナ１０での火炎の状態を検出することができるため、バーナ火炎状態検出ステップを有しているため、改質ガスがバーナ１０に供給される自立運転状態においてバーナ１０の火炎状態を検出することができる。また、ステップＳ１８０、Ｓ１９０（改質ガス供給先変更ステップ）において、Ｓ１２０で検出されたバーナの火炎の状態に基づき、所定の処理や条件判定を行った後に、改質ガスの供給先をセルスタック２０に変更することができる。ここで、自立運転状態においてバーナ１０に火炎が発生していることからは、改質ガス中に燃焼可能な物質が含まれていること、すなわち、改質部６に原燃料が供給されており水素を発生しうる状態にあることが把握される。このような情報に基づくことによって、少なくともバーナ１０の火炎の発生を検出したタイミングであるＳ１２０と、改質ガスをセルスタックへ供給するタイミングであるＳ１８０、Ｓ１９０との間において、ステップＳ１３０を実行して選択酸化反応部８に選択酸化用空気を供給することで、改質ガスに確実に水素が含まれている状態にて選択酸化を行うことが可能となる。これによって、最適なタイミングで選択酸化用空気を供給することが可能となり、選択酸化触媒８ｘの酸化劣化を抑制することが可能となる。以上によって、水素製造装置１を熱的に自立させることを可能とし、これによって水素発生を十分に安定させると共にＣＯ濃度を確実に低下させた状態で燃料電池スタックへ改質ガスを供給することができると共に、水素製造装置１内の触媒の劣化を抑制することができる。
Further, according to the control method of the
以上、本発明の好適な実施形態について説明したが、本発明に係る燃料電池システム及び制御方法は、各実施形態に係る上記燃料電池システム及び制御方法に限られるものではなく、各請求項に記載した要旨を変更しない範囲で変形し、又は他のものに適用したものであってもよい。 The preferred embodiments of the present invention have been described above, but the fuel cell system and the control method according to the present invention are not limited to the fuel cell system and the control method according to each embodiment, and are described in each claim. It may be modified without changing the gist, or applied to other things.
例えば、上記実施形態で示された水素製造装置の構成は、一例であり、各構成要素の構成は特に限定されず、各流路や配管や構成要素の位置関係や構成を適宜変更してもよい。例えば、改質部６は、原燃料及び水蒸気を改質するものであればよく、構造が異なるものを採用してもよい。また、脱硫部２がなくともよい。更に、上記実施形態は、改質ガス中の一酸化炭素をシフト反応させるものとして高温シフト反応部１２及び低温シフト反応部１３を備えているが、低温シフト反応部１３のみ備えていてもよい。
For example, the configuration of the hydrogen production apparatus shown in the above embodiment is an example, and the configuration of each component is not particularly limited, and the positional relationship and configuration of each flow path, pipe, or component may be changed as appropriate. Good. For example, the reforming unit 6 may be any unit that reforms raw fuel and water vapor, and may have a different structure. Moreover, the
また、図３において例示した制御処理も一例であり、水素製造装置１の自立運転状態においてＳ／Ｃ及び原燃料供給量を条件を満たす最適な値とすることを除く部分は適宜変更することが可能である。
The control process illustrated in FIG. 3 is also an example, and the part other than setting the S / C and the raw fuel supply amount to optimum values that satisfy the conditions in the self-sustaining operation state of the
１…水素製造装置、６…改質部、８…選択酸化反応部、１０…バーナ、２０…セルスタック（燃料電池スタック）、１００…燃料電池システム、１１０…原燃料供給ポンプ（原燃料供給量制御手段、Ｓ／Ｃ制御手段）、１２０…水供給ポンプ（Ｓ／Ｃ制御手段）、１３０…バーナ燃料供給ポンプ（バーナ空気比制御手段）、１４０…バーナ空気供給ポンプ（バーナ空気比制御手段）、１５０…選択酸化用空気供給ポンプ（選択酸化用空気供給手段）、１６０…火炎状態検出センサ（火炎状態検出手段）、１７０…バイパスバルブ（改質ガス供給先設定手段）、１８０…スタック側バルブ（改質ガス供給先設定手段）、２００…制御部（改質ガス供給先設定手段、原燃料供給量制御手段、Ｓ／Ｃ制御手段、火炎状態検出手段、バーナ空気比制御手段、選択酸化用空気供給手段）。
DESCRIPTION OF
Claims (8)
前記水素製造装置によって生成した前記改質ガスを用いて発電を行う燃料電池スタックと、
前記改質ガスの供給先を前記バーナ、あるいは前記燃料電池スタックに設定する改質ガス供給先設定手段と、
前記改質部へ供給される前記原燃料の供給量を制御する原燃料供給量制御手段と、
前記改質部へ供給される前記原燃料のカーボンの量に対する前記改質部へ供給される前記水蒸気の量のモル比率によって定められるＳ／Ｃを制御するＳ／Ｃ制御手段と、
前記バーナでの火炎の状態を検出するバーナ火炎状態検出手段と、を備え、
前記原燃料供給量制御手段は、前記水素製造装置の起動時において、前記原燃料の供給量が水素製造効率を最大とする供給量に対して１／４以下となるように制御し、
前記Ｓ／Ｃ制御手段は、前記水素製造装置の起動時において、前記Ｓ／Ｃが６．０以上となるように制御し、
前記改質ガス供給先設定手段は、前記水素製造装置の起動時において前記改質ガスの供給先を前記バーナのみに設定すると共に、前記バーナ火炎状態検出手段によって検出された前記バーナの火炎の状態に基づいて前記改質ガスの供給先を前記燃料電池スタックに変更することを特徴とする燃料電池システム。 A hydrogen production apparatus comprising a reforming unit that generates a reformed gas containing hydrogen by reforming raw fuel and steam, and a burner that heats the reforming unit;
A fuel cell stack for generating power using the reformed gas generated by the hydrogen production device;
A reformed gas supply destination setting means for setting the supply destination of the reformed gas in the burner or the fuel cell stack;
Raw fuel supply amount control means for controlling the supply amount of the raw fuel supplied to the reforming unit;
S / C control means for controlling S / C determined by a molar ratio of the amount of the water vapor supplied to the reforming unit with respect to the amount of carbon of the raw fuel supplied to the reforming unit;
A burner flame state detecting means for detecting a flame state in the burner,
The raw fuel supply amount control means controls the raw fuel supply amount to be ¼ or less of a supply amount that maximizes hydrogen production efficiency when the hydrogen production apparatus is started.
The S / C control means controls the S / C to be 6.0 or more at the time of starting the hydrogen production apparatus,
The reformed gas supply destination setting means sets the supply destination of the reformed gas only to the burner when the hydrogen production apparatus is started up, and the state of the burner flame detected by the burner flame state detecting means And changing the supply destination of the reformed gas to the fuel cell stack based on the above.
前記改質ガス供給先設定手段は、前記Ｓ／Ｃ制御手段によって前記Ｓ／Ｃが変更された後、前記改質ガスの供給先を前記燃料電池スタックに設定することを特徴とする請求項１記載の燃料電池システム。 The S / C control means controls the S / C to be changed from 6.0 or more to 4.5 or less based on the flame condition of the burner detected by the burner flame condition detection means,
2. The reformed gas supply destination setting means sets the supply destination of the reformed gas to the fuel cell stack after the S / C is changed by the S / C control means. The fuel cell system described.
前記選択酸化用空気供給手段は、前記バーナ火炎状態検出手段によって前記バーナの火炎の発生が検出された後に、前記空気を供給することを特徴とする請求項１または２記載の燃料電池システム。 A selective oxidation air supply means for supplying air to a selective oxidation reaction section that selectively oxidizes carbon monoxide in the reformed gas generated by the reforming section;
3. The fuel cell system according to claim 1, wherein the selective oxidation air supply means supplies the air after the burner flame state detection means detects the occurrence of flame in the burner.
前記バーナ空気比制御手段は、前記バーナ空気比が１．１以上、２．５以下となるように制御することを特徴とする請求項１〜３のいずれか一項記載の燃料電池システム。 A burner air ratio control means for controlling a burner air ratio determined by a ratio of air supplied to the burner with respect to the reformed gas supplied to the burner;
The fuel cell system according to any one of claims 1 to 3, wherein the burner air ratio control means controls the burner air ratio to be 1.1 or more and 2.5 or less.
前記選択酸化用空気供給手段は、前記Ｓ／Ｃ制御手段が前記Ｓ／Ｃを６．０以上から４．５以下へ変更させるために前記原燃料の供給量を増加させている途中において、前記空気を供給することを特徴とする請求項３記載の燃料電池システム。 The S / C control means controls the S / C to be changed from 6.0 or more to 4.5 or less based on the flame condition of the burner detected by the burner flame condition detection means,
The selective oxidation air supply means is configured to increase the supply amount of the raw fuel so that the S / C control means changes the S / C from 6.0 to 4.5. The fuel cell system according to claim 3, wherein air is supplied.
前記水素製造装置によって生成した前記改質ガスを用いて発電を行う燃料電池スタックと、を備える燃料電池システムの制御方法であって、
前記水素製造装置の起動時において、前記改質ガスの供給先を前記バーナと前記燃料電池スタックのうち、前記バーナのみに設定する改質ガス供給先設定ステップと、
前記水素製造装置の起動時において、前記改質部へ供給される前記原燃料の供給量が、水素製造効率を最大とする供給量に対して１／４以下となるように制御する原燃料供給量制御ステップと、
前記水素製造装置の起動時において、前記改質部へ供給される前記原燃料のカーボンの量に対する前記改質部へ供給される前記水蒸気の量のモル比率によって定められるＳ／Ｃが６．０以上となるように制御するＳ／Ｃ制御ステップと、
前記バーナでの火炎の状態を検出するバーナ火炎状態検出ステップと、
前記バーナ火炎状態検出手段によって検出された前記バーナでの火炎の状態に基づいて前記改質ガスの供給先を前記燃料電池スタックに変更する改質ガス供給先変更ステップと、を有することを特徴とする燃料電池システムの制御方法。
A hydrogen production apparatus comprising a reforming unit that generates a reformed gas containing hydrogen by reforming raw fuel and steam, and a burner that heats the reforming unit;
A fuel cell system comprising: a fuel cell stack that generates power using the reformed gas generated by the hydrogen production device,
A reformed gas supply destination setting step for setting only the burner and the fuel cell stack as the supply destination of the reformed gas at the start of the hydrogen production apparatus;
Raw fuel supply for controlling the supply amount of the raw fuel supplied to the reforming unit to be ¼ or less of the supply amount that maximizes the hydrogen production efficiency when the hydrogen production apparatus is started. A quantity control step;
When the hydrogen production apparatus is started, S / C determined by the molar ratio of the amount of the steam supplied to the reforming unit to the amount of carbon of the raw fuel supplied to the reforming unit is 6.0. S / C control step for controlling to be above,
A burner flame condition detecting step for detecting a flame condition in the burner;
And a reformed gas supply destination changing step of changing the supply destination of the reformed gas to the fuel cell stack based on the flame state in the burner detected by the burner flame state detecting means. Control method for a fuel cell system.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2010078719A JP5513209B2 (en) | 2010-03-30 | 2010-03-30 | FUEL CELL SYSTEM AND CONTROL METHOD FOR FUEL CELL SYSTEM |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2010078719A JP5513209B2 (en) | 2010-03-30 | 2010-03-30 | FUEL CELL SYSTEM AND CONTROL METHOD FOR FUEL CELL SYSTEM |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2011210628A true JP2011210628A (en) | 2011-10-20 |
| JP5513209B2 JP5513209B2 (en) | 2014-06-04 |
Family
ID=44941452
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2010078719A Expired - Fee Related JP5513209B2 (en) | 2010-03-30 | 2010-03-30 | FUEL CELL SYSTEM AND CONTROL METHOD FOR FUEL CELL SYSTEM |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP5513209B2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2016150899A (en) * | 2015-02-16 | 2016-08-22 | コリア ガス コーポレーション | Fuel treatment device |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP6997472B2 (en) | 2020-03-24 | 2022-02-04 | 株式会社第一基礎 | Fitting device |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0471169A (en) * | 1990-07-10 | 1992-03-05 | Fuji Electric Co Ltd | Start-up of fuel cell power generation system |
| JP2004210576A (en) * | 2002-12-27 | 2004-07-29 | Rinnai Corp | Reformer of fuel cell type power generation system |
| JP2005044572A (en) * | 2003-07-25 | 2005-02-17 | Kansai Electric Power Co Inc:The | Hybrid type fuel cell system |
| JP2005093345A (en) * | 2003-09-19 | 2005-04-07 | Aisin Seiki Co Ltd | Fuel cell system |
| JP2005158466A (en) * | 2003-11-25 | 2005-06-16 | Matsushita Electric Works Ltd | Fuel cell power generation system |
| JP2005170784A (en) * | 2003-11-20 | 2005-06-30 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Hydrogen generator, method of operating hydrogen generator and fuel cell power system |
| JP2007103034A (en) * | 2005-09-30 | 2007-04-19 | Idemitsu Kosan Co Ltd | Fuel cell system and its starting method |
| JP2008091094A (en) * | 2006-09-29 | 2008-04-17 | Aisin Seiki Co Ltd | Fuel cell system |
| JP2008108446A (en) * | 2006-10-23 | 2008-05-08 | Aisin Seiki Co Ltd | Fuel cell system |
-
2010
- 2010-03-30 JP JP2010078719A patent/JP5513209B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0471169A (en) * | 1990-07-10 | 1992-03-05 | Fuji Electric Co Ltd | Start-up of fuel cell power generation system |
| JP2004210576A (en) * | 2002-12-27 | 2004-07-29 | Rinnai Corp | Reformer of fuel cell type power generation system |
| JP2005044572A (en) * | 2003-07-25 | 2005-02-17 | Kansai Electric Power Co Inc:The | Hybrid type fuel cell system |
| JP2005093345A (en) * | 2003-09-19 | 2005-04-07 | Aisin Seiki Co Ltd | Fuel cell system |
| JP2005170784A (en) * | 2003-11-20 | 2005-06-30 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Hydrogen generator, method of operating hydrogen generator and fuel cell power system |
| JP2005158466A (en) * | 2003-11-25 | 2005-06-16 | Matsushita Electric Works Ltd | Fuel cell power generation system |
| JP2007103034A (en) * | 2005-09-30 | 2007-04-19 | Idemitsu Kosan Co Ltd | Fuel cell system and its starting method |
| JP2008091094A (en) * | 2006-09-29 | 2008-04-17 | Aisin Seiki Co Ltd | Fuel cell system |
| JP2008108446A (en) * | 2006-10-23 | 2008-05-08 | Aisin Seiki Co Ltd | Fuel cell system |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2016150899A (en) * | 2015-02-16 | 2016-08-22 | コリア ガス コーポレーション | Fuel treatment device |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP5513209B2 (en) | 2014-06-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5183931B2 (en) | Fuel cell system and operation method thereof | |
| JPWO2006088018A1 (en) | Hydrogen generator, operating method thereof, and fuel cell system | |
| JP5476392B2 (en) | Fuel cell system | |
| JP2011207710A (en) | Hydrogen production apparatus and fuel cell system | |
| JP2005170784A (en) | Hydrogen generator, method of operating hydrogen generator and fuel cell power system | |
| JP5422780B1 (en) | Fuel cell system | |
| JP2005174745A (en) | Operation method of fuel cell system and fuel cell system | |
| JP5513209B2 (en) | FUEL CELL SYSTEM AND CONTROL METHOD FOR FUEL CELL SYSTEM | |
| JP5600460B2 (en) | Hydrogen production apparatus and fuel cell system | |
| JP2009539749A (en) | Method for regenerating a reformer | |
| JP2007331951A (en) | Hydrogen generator and fuel cell system | |
| JP2007070130A (en) | Hydrogen generating apparatus and power generating system equipped with the same | |
| JP5548987B2 (en) | FUEL CELL SYSTEM AND CONTROL METHOD FOR FUEL CELL SYSTEM | |
| JP2011210643A (en) | Fuel cell system, and control method of the fuel cell system | |
| JP5634729B2 (en) | Hydrogen production apparatus and fuel cell system | |
| JP5590964B2 (en) | Control method of fuel cell system | |
| US20080311446A1 (en) | Fuel processor having temperature control function for co shift reactor and method of operating the fuel processor | |
| JP5490493B2 (en) | Combustion device, fuel cell system, and method for determining ignition of combustion | |
| JP5538028B2 (en) | Hydrogen production apparatus and fuel cell system | |
| JP2005353347A (en) | Fuel cell system | |
| JP5638822B2 (en) | FUEL CELL SYSTEM AND CONTROL METHOD FOR FUEL CELL SYSTEM | |
| JP5462687B2 (en) | Hydrogen production apparatus and fuel cell system | |
| JP5597426B2 (en) | Hydrogen production apparatus and fuel cell system | |
| JP5613432B2 (en) | Hydrogen production apparatus, fuel cell system, and hydrogen production apparatus start-up method | |
| JP2005216615A (en) | Fuel processing device and fuel cell power generation system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20120821 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20131010 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20131015 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20131209 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20140318 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20140327 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5513209 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| S531 | Written request for registration of change of domicile |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313531 |
|
| S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313113 |
|
| R360 | Written notification for declining of transfer of rights |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R360 |
|
| R360 | Written notification for declining of transfer of rights |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R360 |
|
| R371 | Transfer withdrawn |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R371 |
|
| S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313113 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |