JP2005276757A - 燃料電池コジェネレーションシステム - Google Patents

Abstract

【課題】燃料電池システムで発生する熱を、外部の熱需要量に応じて適切に回収することができ、よってシステムの稼働率を高く維持することと、外部からの水の供給を受けずに水自立することが両立する燃料電池システムを提供する。
【解決手段】燃料ガス３ａと酸化剤ガスとしての酸素含有ガス６１ａとが供給され、電気化学的反応により発電し、水を発生する燃料電池３０と、燃料電池３０から排出される排ガス６３ａを冷却し、水分を分離する気水分離部８３、１００、８９と、水分を分離された排ガス６４ａの温度を検知する排ガス温度検知手段９０と、排ガス温度検知手段により検知される温度が第１の所定温度以下となるように、気水分離部で交換される熱量を調整する冷却調整手段１３０とを備える燃料電池システム。
【選択図】 図１

Description

本発明は、燃料電池システムに関し、特に、外部から水分の供給を不要とする、水自立した燃料電池システムに関する。

都市ガス、ＬＰＧ、消化ガス、メタノール、ＧＴＬや灯油のような原料燃料と改質用水から改質反応により水素に富む改質ガスを生成し、燃料電池の燃料極に供給すると共に、空気等の酸素を含む酸化剤ガスを燃料電池の空気極に供給して電気化学的反応により発電する燃料電池システムが開発されている。燃料電池では、水素と酸素が反応しており、水分が生成される。一方、燃料電池として積層型の固体高分子形燃料電池を用いる場合には、プロトン交換膜の導電率を高く維持するために酸化剤ガスを所定の露点まで加湿する必要がある。すなわち、固体高分子形燃料電池を用いた燃料電池システムでは、改質用水と加湿用の加湿用水とが、系内用水として用いられる。ところが、外部より系内用水の全部若しくは一部を供給すると、供給水中のシリカ等不純物が新たに系内に持ち込まれるので、系内の純水装置の寿命が短くなるという問題があった。すなわち、系内用水としては、外部からの供給水よりも燃料電池システム内の循環水が望ましい。

また、燃料電池での電気化学的反応は発熱反応であり、燃料電池発電を継続するためには冷却しなければならず、一方で、燃料電池システム全体としての熱効率を高めるには、燃料電池で発生した熱を回収することが必要である。そこで、燃料電池で発生した熱を、温水の熱源とし、温水を外部に供給して有効利用を図る燃料電池コジェネレーションシステムも開発されている。燃料電池コジェネレーションシステムでは、燃料電池で発生した熱は、最終的に温水に回収され、そして温水と共に外部に供給されていた。

しかし、外部における温水の需要量、すなわち熱の需要量が低減しているときに温水に回収する熱量を減らさずに運転を続けると、いずれ燃料電池を冷却できなくなり、その場合、燃料電池システムを停止せざるを得ず、その結果、システム稼働率が低下し、経済性を悪化させることがあった。
そこで本発明は、燃料電池システムで発生する熱を、外部の熱需要量に応じて適切に回収することができ、よってシステムの稼働率を高く維持することと、外部からの水の供給を受けずに水自立することが両立する燃料電池システムを提供することを目的とする。

上記目的を達成するために、請求項１に記載の発明に係る燃料電池システムは、例えば図１に示すように、燃料ガス３ａと酸化剤ガスとしての酸素含有ガス６１ａとが供給され、電気化学的反応により発電し、水を発生する燃料電池３０と；燃料電池３０から排出される排ガス６３ａを冷却し、水分を分離する気水分離部８３、１００、８９と；水分を分離された排ガス６４ａの温度を検知する排ガス温度検知手段９０と；排ガス温度検知手段９０により検知される温度が第１の所定温度以下となるように、気水分離部８３、１００、８９で交換される熱量を調整する冷却調整手段１３０とを備える。

このように構成すると、気水分離部で排ガスを冷却し水分を回収できる。また、系（燃料電池システム）外に排出される排ガスは水蒸気飽和しており、回収せずに排出される水分が含まれることになるが、排ガス中に含まれる水分の分率（水分率）は温度により決まるので、系が外部からの水供給を受けずに水自立をする上で許容できる水分の排出量に相当する温度を求めることができる。この温度が、第１の所定温度に相当する。そこで、排ガス温度検知手段により検知される排ガスの温度が第１の所定温度以下になるように気水分離部で交換される熱量を調整するので、排ガスと共に排出される水分量は、許容できる量となる。すなわち、水自立した燃料電池システムとなる。また、第１の所定温度以下という目標値で気水分離部での熱回収量が調整されるので、適切な熱回収を行うことにより稼働率が高く維持された燃料電池システムとなる。

請求項２に記載の発明に係る燃料電池システムでは、請求項１に記載の燃料電池システムにおいて、冷却調整手段１３０が、排ガス温度検知手段９０により検知される温度を第１の所定温度以下の第２の所定温度となるように、気水分離部８３、１００での冷却を調整する。

このように構成すると、過度に排ガスの温度を低下させることがないので、水自立を達成しつつ、排ガスから過剰な熱を回収することなく、熱回収量を適切に調整する燃料電池システムとなる。すなわち、燃料電池システムに対する外部の熱需要量が多いときに、第２の所定温度の値を低く設定し、一方で外部の熱需要量が少ないときに、第２の所定温度の値を高く設定することで、熱回収量を適切に調整できる。したがって、稼働率を高く維持することと水自立することとが両立する燃料電池システムとなる。

また、請求項３に記載の発明に係る燃料電池システムでは、請求項１または請求項２に記載の燃料電池システムにおいて、例えば図１に示すように、燃焼用に供給される燃焼燃料５ａ若しくは燃料電池３０から排出されるアノードオフガス２１ａと支燃剤ガスとしての酸素含有ガス４ａとの燃焼反応を行う燃焼部１０７を有し、原料燃料２ａと改質剤としての酸素含有ガスあるいは改質用水６５ａとが供給され、原料燃料２ａを改質剤６５ａとの改質反応により改質し燃料ガス３ａを生成する燃料処理装置７を備え；燃焼部１０７の燃焼反応により生ずる燃焼ガス６ａを、排ガス６３ａに含む。

このように構成すると、燃料処理装置において原料燃料から燃料ガスが生成されるので、燃料ガスではなく原料燃料が供給される燃料電池システムとなる。そして、燃料処理装置から排出される排ガスの水分も回収することで、燃料処理装置を含めて水自立した燃料電池システムとなる。

また、請求項４に記載の発明に係る燃料電池システムでは、請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載の燃料電池システムにおいて、例えば図１および図３に示すように、第１の所定温度Ｔａが、燃料ガス３ａあるいは原料燃料２ａおよび燃焼燃料５ａの供給量Ｆと、燃料電池３０および燃料処理装置７に供給される酸素含有ガスの供給量Ａとに基づき算定される。

このように構成すると、燃料ガスあるいは原料燃料および燃焼燃料の供給量と、酸素含有ガスとの供給量とから、燃料電池システムに導入される水分が算定されるので、水自立上許容される燃料電池システムからの水分排出量が決定され、その水分排出量に相当する温度として第１の所定温度を求めることができる。

また、請求項５に記載の発明に係る燃料電池システムでは、請求項１乃至請求項４のいずれか１項に記載の燃料電池システムにおいて、例えば図１に示すように、気水分離部が、排ガス６３ａと冷却媒体４２ａ、１０３ａとの熱交換により排ガス６３ａを冷却する熱交換器８３、１００と、熱交換器８３、１００で冷却された排ガス６３ａから凝縮した水分を分離する気液分離装置８９を有し、冷却調整手段が、熱交換器８３、１００に導入される冷却媒体４２ａ、１０３ａの温度または流量を調整する。

このように構成すると、熱交換器の冷却媒体の温度または流量を調整することにより、排ガスの温度を変化させ、気液分離装置で回収する水分量を増減することができる。よって、燃料電池システムを確実に水自立させる調整が容易となる。

また、請求項６に記載の発明に係る燃料電池システムでは、請求項１乃至請求項５のいずれか１項に記載の燃料電池システムにおいて、例えば図１に示すように、気水分離部が、異なる冷却媒体４２ａ、１０３ａで冷却される２以上の熱交換器８３、１００を有する。

このように構成すると、排熱を回収する冷却媒体による熱交換器と、排熱を系外へ排出する冷却媒体の熱交換器とにより、排熱の回収量が多く要求されたときに、排熱を回収する冷却媒体の熱交換器でより多くの熱を吸収することにより排熱の回収を促進することができ、逆に、排熱の回収量を少なくする必要があるときに、排熱を系外へ排出する冷却媒体の熱交換器でより多くの熱を吸収することにより排熱の回収を抑制することができる。したがって、稼働率を高く維持することと水自立することとが両立する燃料電池システムとなる。

更に、請求項７に記載の発明に係る燃料電池コジェネレーションシステムは、例えば、図１に示すように、請求項１乃至請求項６のいずれか１項に記載の燃料電池システムと；燃料電池３０を冷却する冷却流体２４ａが循環する冷却流体流路と；熱を回収する排熱温水４３ａと冷却流体２４ａとの熱交換を行う冷却流体熱交換器１１０と；排熱温水４３ａを貯留する貯湯槽１２０を備える。

このように構成すると、燃料電池システムとして水自立しており、排熱を温水として回収する燃料電池コジェネレーションシステムとなる。

本発明によれば、排ガスを冷却して水分を回収し、水分が回収された排ガスの温度を検知することにより、系外に排出される水分量を調べながら冷却される熱量を調整することができる。よって、排出される水分量を系内水自立のための許容量以下としつつ、燃料電池システムで発生する熱を、該システムに対する外部の熱需要に応じて適切に回収することができ、かくして、システムの稼働率を高く維持することと、外部からの水の供給を受けずに水自立することが両立する燃料電池システムを提供することができる。また、水分が回収された排ガスの温度に相当する第１の所定温度が、燃料ガスあるいは原料燃料および燃焼燃料の供給量と、燃料電池および燃料処理装置に供給される酸素含有ガスの供給量とに基づき算定されるときは、燃料電池システムに導入された水分量および系外に排出される水分量を調べながら冷却される熱量を調整することができる。

以下、図面を参照して、本発明の実施の形態について説明する。なお、各図において、互いに同一または相当する装置等には同一符号を付し、重複した説明は省略する。また、図１および図４中、「ａ」を添えた符号および「４２Ａ」、「４２Ｂ」、「４２Ｃ」は物を表し、これらの符号で示されるときに線は物の流れを、これらの符号を添えていない符号で示されるときに線は配管を表す。また、破線は、信号ケーブルを表す。

図１は、本発明の実施の形態である燃料電池コジェネレーションシステム１の模式的ブロック図である。燃料電池コジェネレーションシステム１は、燃料処理装置としての改質装置７と、燃料電池３０と、気液接触塔７０と、貯湯槽としての貯湯タンク１２０と、冷却流体熱交換器としての冷却水熱交換器１１０と、燃料ガス熱交換器１１４と、気水分離部として排ガス６３ａを冷却する混合排ガス熱交換器８３および第２混合排ガス熱交換器１００と、冷却調整手段としての制御装置１３０と、気液分離器４５、５５と気水分離部としての気液分離器８９と、ブロワ８４と、ポンプ８２、８５、１０８、１２５と、純水装置８６と、水処理装置９３とを備える。

改質装置７は、改質に必要な改質熱を得るための燃焼部１０７を有する。また、改質装置７は、天然ガス、ナフサ、メタノール、灯油のような原料燃料２ａを導入するノズル（不図示）と、純水装置８６から送出される改質用水６５ａを導入するノズル（不図示）と、改質反応により生成される燃料ガスとしての改質ガス３ａを導出するノズル（不図示）とを有する。更に、燃焼部１０７に、燃料電池３０から排出されるアノードオフガス２１ａを導入するノズル（不図示）と、支燃剤ガスとしての酸素含有ガスである燃焼用空気４ａを導入するノズル（不図示）と、燃焼排ガス（燃焼ガス)６ａを排出するノズル（不図示）とを有し、更に、改質装置７は、起動時や改質反応に必要な改質熱が不足するときの補助燃料として燃焼用に供給される燃焼燃料５ａを導入するノズル（不図示）とを有する。改質装置７で生成された改質ガス３ａを導出するノズル（不図示）は、燃料ガス熱交換器１１４、気液分離器４５を経て、燃料電池３０の燃料極３２と接続されている。原料燃料２ａを導入するノズルに至る配管には原料燃料２ａの流量を検知する流量検知器１３１が、燃焼用空気４ａを導入するノズルに至る配管には燃焼用空気４ａの流量を検知する流量検知器１３２が、燃焼燃料５ａを導入するノズルに至る配管には燃焼燃料５ａの流量を検知する流量検知器１３３が配設されている。流量検知器１３１、流量検知器１３２および流量検知器１３３からは、それぞれ制御装置１３０との間に信号ケーブルが敷設されている。

燃料電池３０は、例えば積層型の固体高分子形燃料電池を使用することができ、冷却水流路３１と燃料極３２と空気極３３とを有する。空気極３３には、気液接触塔７０から燃料ガス熱交換器１１４を経て送出される酸化剤ガス６１ａを導入するノズル（不図示）と、カソードオフガス２２ａを排出するノズル（不図示）が配置される。冷却水流路３１には、ポンプ１０８から圧送されて燃料ガス熱交換器１１４を経て供給される冷却流体としてのスタック冷却水２４ａを導入するノズル（不図示）と、スタック冷却水２４ａを流出するノズル（不図示）が配置される。燃料極３２には、改質装置７で生成され燃料ガス熱交換器１１４を経て供給される改質ガス３ａを導入するノズル（不図示）と、アノードオフガス２１ａを排出するノズル（不図示）が配置される。

燃料電池３０は、改質ガス３ａと酸化剤ガス６１ａとの電気化学的反応により電力を出力し、水を発生する。この電気化学的反応は、発熱反応であり、冷却するためにスタック冷却水２４ａが導入されている。ここで発生した熱が主に排熱となり、スタック冷却水２４ａあるいは排出される排ガス（アノードオフガス２１ａ、カソードオフガス２２ａ）により燃料電池３０から搬出される。また、固体高分子形燃料電池を用いる場合には、プロトン交換膜（不図示）の電気伝導度を高く維持するために空気極に供給する酸化剤ガス６１ａを所定の露点まで加湿する必要がある。要求される酸化剤ガス６１ａの露点は使用する燃料電池の作動温度等運転条件によって変わるが、５０〜８０℃の範囲であるのが一般的である。

燃料電池３０の空気極３３から排出されたカソードオフガス２２ａを搬送する配管１４１と、改質装置７の燃焼部１０７から排出された燃焼排ガス６ａを搬送する配管１４２とは分岐管にて合流し、排熱および水分を保有するガスとしての混合排ガス６３ａを搬送する配管１４３となる。配管１４３は、混合排ガス熱交換器８３、第２混合排ガス熱交換器１００から気液分離器８９を経て、系外への排気口（不図示）に至る。

燃料電池３０の冷却水流路３１には、スタック冷却水２４ａが流れ、燃料電池３０を冷却しつつ、改質ガス３ａと酸化剤ガス６１ａとの電気化学的反応により発生した熱を吸収する。冷却水流路３１から排出されるスタック冷却水２４ａが流れる流路には、冷却水熱交換器１１０とポンプ１０８と燃料ガス熱交換器１１４とが、この順序で配置され、冷却水２４ａの流路は、冷却流体流路として、これらの機器を経由して冷却水流路３１に戻る循環経路とされる。なお、ポンプ１０８は、スタック冷却水２４ａを圧送して循環させるもので、冷却水熱交換器１１０と燃料ガス熱交換器１１４との間でなくても、循環するスタック冷却水２４ａの経路上に配置されればよい。

冷却水熱交換器１１０は、貯湯タンク１２０に蓄えられる排熱温水４３ａと、スタック冷却水２４ａとを熱交換する熱交換器であり、温度差の比較的小さな液体同士で熱交換を行うためにプレート型熱交換器が好適に用いられる。冷却水熱交換器１１０により、排熱温水４３ａは加熱され、冷却水２４ａは冷却される。すなわち、排熱温水４３ａによりスタック冷却水２４ａ中の排熱を回収する。冷却水熱交換器１１０の排熱温水４３ａの出口ノズル（不図示）は、貯湯タンク１２０に接続され、排熱温水４３ａが排熱を回収した後に貯湯タンクに貯留されることにより、排熱は貯湯タンク１２０に回収熱として蓄えられる。なお、２つの機器等が「接続される」とは、配管を介して接続される場合を含む。

燃料ガス熱交換器１１４は、スタック冷却水２４ａと、気液接触塔７０から送出される酸化剤ガス６１ａとを熱交換し、更にスタック冷却水２４ａと、改質装置７から送出される改質ガス３ａとを熱交換する３流体の熱交換器であって、多管式熱交換器が好適に用いられる。更に好適には、酸化剤ガス６１ａと改質ガス３ａとの流路には、フィンを設けた管を備える多管式熱交換器とする。あるいは、３重管型熱交換器も好適に用いられる。

燃料ガス熱交換器１１４の改質ガス３ａの出口ノズル（不図示）は、気液分離器４５を経て、燃料電池３０の燃料極３２に接続される。燃料ガス熱交換器１１４の酸化剤ガス６１ａの出口ノズル（不図示）は、気液分離器５５を経て、燃料電池３０の空気極３３に接続される。燃料ガス熱交換器１１４のスタック冷却水２４ａの出口ノズル（不図示）は、燃料電池３０の冷却水流路３１に接続される。

気液分離器４５は、改質ガス３ａ中の凝縮水を分離する。気液分離器４５には、分離された回収水４２Ａを気液接触塔７０に導入する配管が接続される。気液分離器５５は、酸化剤ガス６１ａ中の凝縮水を分離する。気液分離器５５には、分離された回収水４２Ｂを気液接触塔７０に導入する配管が接続される。

気液接触塔７０は、その下部に、気液分離器４５、５５から送出された回収水４２Ａ、４２Ｂが入る回収水入口７３と、導入された回収水４２Ａ、４２Ｂを回収水４２ａとして貯留する貯液部７１と、ポンプ８２、８５によって回収水４２ａが外に向けて吸引される回収水吸引口７４と、酸化剤ガス６１ａが入り込む酸化剤ガス入口７２とを有する。なお、本実施の形態で例示する酸化剤ガス入口７２は、大気開放されており、大気中の空気を酸化剤ガス６１ａとして用いる。酸化剤ガス入口７２に至る配管に、酸化剤ガス６１ａの流量を検知する流量検知器１３４が設置される。流量検知器１３４からは、制御装置１３０との間に信号ケーブルが敷設されている。

気液接触塔７０は、その上部に、酸化剤ガス６１ａが燃料電池３０の空気極３３に向けて流れ出る酸化剤ガス出口７７と、混合排ガス熱交換器８３から戻った回収水４２ａが、加湿用水として注入される回収水注入口７８と、回収水注入口７８に注入された回収水４２ａを細かい水滴として気液接触塔７０内に撒き散らす水分散器７９とを有する。

気液接触塔７０は、その上部と下部の間に、注入された回収水４２ａと酸化剤ガス６１ａとの気液接触を促進するための充填物を充填した充填部８０と、充填部８０を支持する充填物支持板８１とを有する。

回収水吸引口７４の先は、ポンプ８２、水処理装置９３および混合排ガス熱交換器８３を経て、気液接触塔７０上部の水分散器７９に接続される。このように、貯液部７１から回収水吸引口７４、ポンプ８２、水処理装置９３、混合排ガス熱交換器８３、回収水注入口７８、水分散器７９、充填部８０を経て貯液部７１に回収水４２ａを循環する循環経路が構成される。

混合排ガス熱交換器８３は、温度差の比較的少ない、混合排ガス６３ａである気体と回収水４２ａである液体との熱交換をするので、プレート型熱交換器が好適に用いられる。あるいは、多管式熱交換器が好適に用いられる。更に好適には、混合排ガス６３ａの流路にフィンを備えた多管式熱交換器が用いられる。

第２混合排ガス熱交換器１００は、混合排ガス６３ａと外部冷却媒体１０３ａとの熱交換を行って、混合排ガス６３ａを冷却する熱交換器である。外部冷却媒体１０３ａとしては、燃料電池コジェネレーションシステム１外から供給される冷却水が好適に用いられる。外部冷却媒体１０３ａの流路には、外部冷却媒体の流量を調整する流量調整弁１０１が配設され、制御装置１３０との間に信号ケーブルが敷設されている。あるいは、第２混合排ガス熱交換器１００をエアフィンタイプの熱交換器とし、混合排ガス６３ａが流れるフィン付きチューブに大気をファンで送り込み、大気と熱交換するように構成してもよい。この場合には、大気が外部冷却媒体１０３ａとなり、流量調整弁の代わりに、ルーバの開閉あるいはファンの回転速度の調整により、外部冷却媒体の流量を調整する。燃料電池コジェネレーションシステム１では、混合排ガス６３ａの流れに沿って、上流側に混合排ガス熱交換器８３を、下流側に第２混合排ガス熱交換器１００を設置しているが、逆に、上流側に第２混合排ガス熱交換器１００を、下流側に混合排ガス熱交換器８３を設置してもよい。

なお、第２混合排ガス熱交換器１００には、外部冷却媒体１０３ａではなく、排熱温水４３ａを冷却媒体として導入してもよい。この場合には、貯湯タンク１２０からポンプ１２５、冷却水熱交換器１１０に至る配管に分岐部を設け、第２混合排ガス熱交換器１００を通って戻る配管路を形成する。すなわち、排熱温水４３ａが貯湯タンク１２０から第２混合排ガス熱交換器１００、冷却水熱交換器１１０を流通する流路と、第２混合排ガス熱交換器１００をバイパスし冷却水熱交換器１１０だけを流通する流路とを形成し、それらの流路には、排熱温水の流通を止める仕切弁および第２混合排ガス熱交換器１００には流量調整弁を配設することが好ましい。

混合排ガス熱交換器８３と第２混合排ガス熱交換器１００との下流側に、気液分離器８９が設置される。気液分離器８９は、混合排ガス熱交換器８３と第２混合排ガス熱交換器１００とにより冷却された混合排ガス６３ａから、凝縮水を分離する。気液分離器８９には、分離された回収水４２Ｃを気液接触塔７０に導入する配管が接続され、前述の回収水４２Ａ、４２Ｂと共に、回収水入口７３から気液接触塔７０に導入される。

燃料電池コジェネレーションシステム１では、気水分離部として混合排ガス熱交換器８３と第２混合排ガス熱交換器１００と気液分離器８９を備えているが、これらの機器の代わりに、水蒸気を透過する水蒸気透過膜を用いた水分並びに熱の交換器、すなわち、全熱交換形熱交換器を用いてもよい。全熱交換形熱交換器では、水蒸気透過膜を挟んだ２流体の間で、水蒸気透過膜を介した熱の交換と、水蒸気分圧の高い流体から低い流体への水分の移動が行われる。そこで、高温でかつ水分を含む混合排ガス６３ａを冷却すると共に、水分を回収することができる。

気液分離器８９には、凝縮水を回収された混合排ガスである排出ガス６４ａを大気（系外）１０２に放出する配管１０４が接続される。配管１０４には、排ガス温度検知手段として、排出ガス６４ａの温度を検知する温度検知器９０が配設される。温度検知器９０からは、制御装置１３０へ信号ケーブルが敷設される。

回収水吸引口７４からポンプ８２への流路中で分岐された配管に、ポンプ８５が接続され、気液接触塔７０内の回収水４２ａの一部が、改質用水６５ａとして純水装置８６に送られる。純水装置８６はイオン交換樹脂充填カラム８７を備えており、改質用水６５ａを純水に精製する。純水装置８６の出口ノズル（不図示）は、改質装置７に接続されており、純水に精製された改質用水６５ａが改質装置７に送液される。また、イオン交換樹脂が改質用水６５ａに混入することを防止するために、イオン交換樹脂充填カラム８７の下流側にフィルタ８８を設置してもよい。更に、酸化剤ガス６１ａに粉塵等の固形汚染物質が多量に含まれる場合には、改質用水６５ａにも固形汚染物質が混入するので、イオン交換樹脂充填カラム８７の上流側に固形物フィルタを追加することも好適である。

本実施の形態では、ポンプ８５を用いて改質用水６５ａを純水装置８６へ送液しているが、これに代えて、回収水吸引口７４に接続するポンプ８２の吐出口と水処理装置９３の入口とを連接する配管上に分岐配管を設け、循環する回収水４２ａの一部を分岐して改質用水６５ａとして純水装置８６へ流送することもできる。この場合には、改質用水６５ａ用のポンプ８５を省き構成部材を削減することができる。しかし、ポンプ８２とポンプ８５の２台のポンプを備えることで、酸化剤ガス６１ａの加湿用の回収水４２ａの循環量と、改質用水６５ａの供給量との調整がスムースに行われ、また、システムとしての信頼性も向上する。

気液接触塔７０の酸化剤ガス出口７７に、酸化剤ガス６１ａを燃料電池３０に圧送するブロワ８４が接続される。ブロワ８４により気液接触塔７０内の酸化剤ガス６１ａが吸引される。酸化剤ガス入口７２から吸引された酸化剤ガス６１ａと、回収水注入口７８から注入された回収水４２ａは、充填部８０にて向流接触する。

ブロワ８４の出口は、燃料ガス熱交換器１１４、気液分離器５５を経て、燃料電池３０の空気極３３に接続される。ブロワ８４にて酸化剤ガス６１ａを昇圧して、燃料電池３０の空気極３３に供給する。

ブロワ８４による昇圧の結果、酸化剤ガス６１ａの露点が上昇する。例えば、ブロワ８４による酸化剤ガス６１ａの圧力上昇を１２ｋＰａとして、酸化剤ガス出口７７における酸化剤ガス６１ａの露点が５０℃の場合は、酸化剤ガス６１ａの露点が約２℃上昇し約５２℃になる。よって、酸化剤ガス６１ａの達成すべき露点が一定の場合、ブロワ８４を気液接触塔７０の下流側に配置することにより、気液接触塔７０の加湿負荷を軽減し、気液接触塔７０をコンパクト化することができる。また、ブロワ８４を酸化剤ガス入口７２側に配置した場合と違って、気液接触塔７０内はブロワ８４により加圧されることがない。

また、気液接触塔７０内の貯液部７１は、酸化剤ガス入口７２により大気開放状態を維持することにより大気圧の状態にあるので、気液分離器４５、５５、８９とのレベル差によって気液分離器４５、５５、８９から回収水４２Ａ、４２Ｂ、４２Ｃを貯液部７１へ導入することができる。したがって、回収水４２Ａ、４２Ｂ、４２Ｃを送液する送液ポンプ等を不要にすることができる。なお、余剰の回収水４２ａは、ポンプ８２の吐出側に設けた分岐（不図示）から系外へ排出することができる。

水処理装置９３は、気液接触塔７０の回収水吸引口７４に接続する回収水４２ａの循環経路中のポンプ８２の下流側に配置され、イオン交換樹脂充填カラム９４を有している。この水処理装置９３のイオン交換樹脂充填カラム９４に用いるイオン交換樹脂としては、陰イオン交換樹脂が望ましい。本実施の形態において、酸化剤ガス６１ａ中に含まれる酸性ガス汚染物質、例えば、硫黄酸化物ＳＯ_２は、ＳＯ_２ ＋ ＯＨ⁻ → ＨＳＯ_３ ⁻ の反応式のように、充填部８０にて接触する回収水４２ａの中の水酸化イオンＯＨ⁻と反応してイオン化し、回収水４２ａに吸収される。そして、吸収された回収水４２ａ中のＨＳＯ_３ ⁻は、ＨＳＯ_３ ⁻ ＋ Ｒ−ＯＨ⁻ → Ｒ−ＨＳＯ_３ ⁻ ＋ ＯＨ⁻ の反応式のように、イオン交換樹脂充填カラム９４にて陰イオン交換樹脂の水酸化イオンＯＨ⁻とイオン交換をしてイオン交換樹脂充填カラム９４内のイオン交換樹脂に吸着される。このときに、水酸化イオンＯＨ⁻が回収水４２ａに供給される。また、イオン交換樹脂充填カラム９４の下流側にフィルタ９５を設置することで、イオン交換樹脂が回収水４２ａに混入することを防止する。更に、酸化剤ガス６１ａに粉塵等の固形汚染物質が多量に含まれる場合には、改質用水６５ａにも固形汚染物質が混入するので、イオン交換樹脂充填カラム９４の上流側に固形物フィルタを追加することもできる。

本実施の形態では、回収水４２ａが循環する循環経路に、陰イオン交換樹脂を用いた水処理装置９３を備えることによって、気液接触塔７０で酸化剤ガス６１ａと気液接触する回収水４２ａに水酸化イオンＯＨ⁻を常に供給する。すなわち、循環する回収水４２ａが常にアルカリ性に保たれ、酸化剤ガス６１ａに含有されるＮＯｘ、ＳＯｘ等の酸性ガスの汚染物質が効果的に除去される。ただし、水処理装置９３は、備えられていなくてもよい。

貯湯タンク１２０は、排熱温水４３ａを貯留するタンクである。貯湯タンク１２０には、排熱温水４３ａを供給または循環させることにより外部の熱需要に熱を供給する装置（不図示）が接続されている。例えば、貯湯タンク１２０に貯留される排熱温水４３ａが外部に循環し、排熱を供給した後に、貯湯タンク１２０に戻される。すなわち、排熱温水４３ａに回収された排熱が、熱源として有効利用される。

貯湯タンク１２０には、上記の外部への循環経路の他に、燃料電池コジェネレーションシステム１内に、排熱を回収するための排熱温水４３ａの循環経路が接続されている。この循環経路として、貯湯タンク１２０に配管１２８が接続される。配管１２８には、ポンプ１２５が設置され、排熱温水４３ａを吸い込み、圧送する。配管１２８は、貯湯タンク１２０からポンプ１２５、冷却水熱交換器１１０を経て貯湯タンク１２０と敷設されることにより、循環経路を構成する。なお、燃料電池コジェネレーションシステム１では、排熱温水４３ａの流れに沿って、ポンプ１２５、冷却水熱交換器１１０と配設されているが、順序は逆でもよい。

この循環経路を流れることにより、貯湯タンク１２０に貯留される排熱温水４３ａは、冷却水熱交換器１１０でスタック冷却水２４ａと熱交換をして、排熱を回収し、貯湯タンク１２０に戻り、排熱を貯湯タンク１２０に蓄える。

貯湯タンク１２０の下部には、温度検出器１２４が設置される。貯湯タンク１２０内で、排熱温水４３ａは温度による成層をなして貯留されており、すなわち、高温の排熱温水４３ａは貯湯タンク１２０の上部に、低温の排熱温水４３ａは貯湯タンク１２０の下部に貯留する。そこで、外部に熱源として供給される排熱温水４３ａは上部の排熱温水４３ａを、排熱回収のために冷却水熱交換器１１０を循環する排熱温水４３ａは下部の排熱温水４３ａを用いる。温度検出器１２４は、冷却水熱交換器１１０を循環する排熱温水４３ａの温度を計測するために貯湯タンク１２０の下部に設置される。あるいは、排熱回収に循環する配管１２８の貯湯タンク１２０から冷却水熱交換器１１０に至る間に配置してもよい。

次に、本発明の実施の形態である燃料電池コジェネレーションシステム１の作用を説明する。
改質装置７では、改質用水６５ａと燃料電池コジェネレーションシステム１の系外から供給される原料燃料２ａとの改質反応により、水素を主成分とする改質ガス３ａを生成する。通常、改質用水６５ａが必要量以上に供給されるので、改質ガス３ａには水分が多く含まれる。改質装置７は、更に系外からの支燃剤としての空気４ａと、燃料極３２から排出される後述のアノードオフガス２１ａを、燃焼部１０７に導入して燃焼し、原料燃料２ａの改質反応のための改質熱を発生させ、燃焼排ガス６ａを排出する。燃焼部１０７には、アノードオフガス２１ａが不足するときの補助用に、燃焼燃料５ａが系外より供給される。改質装置７で製造された改質ガス３ａは、燃料ガス熱交換器１１４に送出され、燃料ガス熱交換器１１４でスタック冷却水２４ａにより冷却され、温度および露点が適宜調整される。燃料ガス熱交換器１１４に入る前の改質ガス３ａの温度は、６５〜１００℃、燃料ガス熱交換器１１４を出る改質ガス３ａの温度は、５０〜７０℃である。冷却された改質ガス３ａでは、水分が凝縮し、気液分離器４５において回収水４２Ａが分離される。気液分離器４５で回収水４２Ａが分離された改質ガス３ａは、燃料電池３０の燃料極３２に供給される。

気液接触塔７０に吸引された酸化剤ガス６１ａは、充填部８０へ導かれ、充填部８０を通過中に回収水４２ａと気液接触し、回収水４２ａによって洗浄されると共に、昇温及び加湿される。洗浄、昇温、加湿が終了した酸化剤ガス６１ａは、気液接触塔７０から流出する。なお、気液接触塔７０に入る酸化剤ガス６１ａの温度は、５〜４０℃であり、気液接触塔７０を流出する酸化剤ガス６１ａの温度は、５０〜６５℃である。

気液接触塔７０を流出した酸化剤ガス６１ａは、ブロワ８４によって昇圧され、燃料ガス熱交換器１１４に圧送され、燃料ガス熱交換器１１４でスタック冷却水２４ａにより冷却される。燃料ガス熱交換器１１４で冷却された酸化剤ガス６１ａでは、余剰な水分が凝縮し、気液分離器５５で凝縮した回収水４２Ｂが分離され、回収水４２Ｂが分離された酸化剤ガス６１ａは、燃料電池３０の空気極３３に供給される。燃料ガス熱交換器１１４に入る前の酸化剤ガス６１ａの温度は、５５〜８５℃、燃料ガス熱交換器１１４を出る酸化剤ガス６１ａの温度は、５０〜７０℃である。燃料ガス熱交換器１１４に入る前のスタック冷却水２４ａの温度は、５０〜７０℃であり、燃料ガス熱交換器１１４を出るスタック冷却水２４ａの温度は、５０〜７０℃である。ここで、燃料ガス熱交換器１１４においては、スタック冷却水２４ａと、酸化剤ガス６１ａ並びに改質ガス３ａとの比熱が大きく異なるので、酸化剤ガス６１ａ並びに改質ガス３ａが冷却されても、スタック冷却水２４ａの温度はほとんど変わらない。スタック冷却水２４ａ、酸化剤ガス６１ａおよび改質ガス３ａは、燃料ガス熱交換器１１４で並流することによりそれぞれの出口温度は同じとなり、燃料電池３０に送られる。

燃料電池３０は、空気極３３に供給された酸化剤ガス６１ａと、燃料極３２に供給された改質ガス３ａとの、電気化学的反応により電力を出力し、燃料極３２からアノードオフガス２１ａを、空気極３３からカソードオフガス２２ａを排出する。なお、改質ガス３ａ中の水素と酸化剤ガス６１ａ中の酸素との電気化学的反応で水分が生じ、生じた水分が、排出されるアノードオフガス２１ａおよびカソードオフガス２２ａの中に含まれる。

未反応の水素等可燃物成分を含有するアノードオフガス２１ａは改質装置７の燃焼部１０７に送出され、燃焼燃料５ａと共に、改質反応の改質熱を供給するための燃焼に用いられる。燃焼部１０７で発生する燃焼排ガス６ａとカソードオフガス２２ａとが混合され、水分を含む混合排ガス６３ａとなる。すなわち、燃料電池３０から排出される排ガス（アノードオフガス２１ａ、カソードオフガス２２ａ）は、最終的に混合排ガス６３ａとなる。

スタック冷却水２４ａは、燃料ガス熱交換器１１４で改質ガス３ａおよび酸化剤ガス６１ａを冷却した後に、燃料電池３０の冷却水流路３１に送られ、燃料電池３０を冷却し、改質ガス３ａと酸化剤ガス６１ａとの電気化学的反応により発生した熱を吸収する。冷却水流路３１を出たスタック冷却水２４ａは、冷却水熱交換器１１０に導かれる。冷却水熱交換器１１０で、スタック冷却水２４ａと貯湯タンク１２０から導かれた排熱温水４３ａとの間で熱交換が行われ、スタック冷却水２４ａは排熱温水４３ａを加熱し、排熱温水４３ａはスタック冷却水２４ａを冷却する。このようにして、スタック冷却水２４ａ中に吸収された燃料電池３０からの排熱は、排熱温水４３ａに回収される。なお、冷却水熱交換器１１０に入る前のスタック冷却水２４ａの温度は、６０〜８０℃であり、冷却水熱交換器１１０を出るスタック冷却水２４ａの温度は、５０〜７０℃である。また、冷却水熱交換器１１０に入る前の排熱温水４３ａの温度は、５〜４５℃であり、冷却水熱交換器１１０を出る排熱温水の温度は、６０〜８０℃である。

冷却水熱交換器１１０によって排熱温水４３ａに排熱を回収させ、温度が低下したスタック冷却水２４ａは、ポンプ１０８へ導かれ、ポンプ１０８により昇圧され、再び燃料ガス熱交換器１１４へ送出される。

気液接触塔７０内の回収水４２ａは、回収水吸引口７４からポンプ８２により吸引され、水処理装置９３に圧送される。水処理装置９３のイオン交換樹脂充填カラム９４により回収水４２ａ中の酸性ガス汚染物質が除去される。水処理装置９３を出た回収水４２ａは、混合排ガス熱交換器８３で混合排ガス６３ａにより加熱され、混合排ガス６３ａ中の排熱を回収する。排熱を回収した回収水４２ａは、気液接触塔７０に注入され、水分散器７９によって充填部８０に分散して撒かれ、そこで酸化剤ガス６１ａと気液接触し、酸化剤ガス６１ａを加湿、昇温、洗浄する。一方、回収水４２ａは、酸化剤ガス６１ａによって脱炭酸され、冷却される。脱炭酸され、冷却された回収水４２ａは、再び貯液部７１に戻り、貯留される。したがって、貯液部７１に貯留される回収水４２ａは、脱炭酸されたものとなる。なお、回収水４２ａの脱炭酸処理工程により少量の炭酸ガスが酸化剤ガス６１ａに混入するが、炭酸ガスが燃料電池３０内の空気極触媒(不図示)に対する触媒被毒作用をほとんど有しないので、燃料電池３０の劣化や寿命に影響することはない。

また、回収水４２ａの一部は、改質用水６５ａとして使用される。改質用水６５ａは、回収水吸引口７４からポンプ８５により吸引され、純水装置８６に圧送される。純水装置８６において純水に精製された改質用水６５ａは、改質装置７に供給され、改質反応に用いられる。改質反応に用いる改質用水は純水であることが要求される。ここで、回収水４２ａが予め脱炭酸され、すなわち改質用水６５ａが脱炭酸されているので、イオン交換樹脂８７の寿命を延ばすことができ、純水装置８６のメンテナンス期間を延ばすことができる。また、燃料電池コジェネレーションシステム１が水自立をすることにより、外部からの水供給を受けないので、水処理負荷が小さく、純水装置８６のメンテナンス期間が更に延びる。

冷却水熱交換器１１０でスタック冷却水２４ａから排熱を回収した排熱温水４３ａは、貯湯タンク１２０に貯留され、貯湯タンク１２０から熱需要に供給または循環される（不図示）。すなわち、外部の熱需要にて熱を有効利用され、減少した分の新たな排熱温水４３ａ用の水が供給され、または、温度が下がった排熱温水４３ａが貯湯タンク１２０に戻されるので、貯湯タンク１２０中の排熱温水４３ａには、温度の低いものが混じる。貯湯タンク１２０では、前述のとおり、排熱温水４３ａは温度により層をなして貯留されており、熱源として利用する排熱温水４３ａは高温の上層のものであり、スタック冷却水２４ａを冷却し、排熱を回収する排熱温水４３ａは低温の下層のものである。

混合排ガス６３ａは、混合排ガス熱交換器８３へ導かれる。混合排ガス熱交換器８３では、混合排ガス６３ａ中の顕熱及び潜熱の一部が、熱交換により、気液接触塔７０から導かれた回収水４２ａに回収される。混合排ガス熱交換器８３に入る前の混合排ガス６３ａの温度は、６０〜８０℃であり、混合排ガス熱交換器８３を出る混合排ガス６３ａの温度は、３５〜５５℃である。また、この場合の混合排ガス熱交換器８３に入る前の回収水４２ａの温度は、３０〜５０℃であり、混合排ガス熱交換器８３を出る回収水４２ａの温度は、５５〜７０℃である。混合排ガス熱交換器８３で回収水４２ａとの間で熱交換が行われ、回収水４２ａが混合排ガス６３ａによって加熱されることにより混合排ガス６３ａ中の排熱が回収水４２ａに回収される。回収水４２ａにより熱を回収された混合排ガス６３ａは温度が下がるので、混合排ガス６３ａ中の水分は凝縮する。

続いて、混合排ガス６３ａは第２混合排ガス熱交換器１００に導かれる。第２混合排ガス熱交換器１００では、外部冷却媒体１０３ａとの間で熱交換を行い、混合排ガス６３ａは冷却される。冷却されることにより、水分が更に凝縮する。第２混合排ガス熱交換器１００における混合排ガス６３ａの冷却の程度、すなわち第２混合排ガス熱交換器１００出口での混合排ガス６３ａの温度は、第２混合排ガス熱交換器１００に導かれる外部冷却媒体１０３ａの流量により変動する。第２混合排ガス熱交換器１００に導かれる外部冷却媒体１０３ａの流量は、制御装置１３０からの信号に従い調整弁１０１により調整される。あるいは、冷却媒体４２ａ、１０３ａの温度を調整してもよい。冷却媒体４２ａ、１０３ａの流量あるいは温度が調整されることにより、混合排ガス６３ａと冷却媒体４２ａ、１０３ａとで交換される熱量が調整され、混合排ガス６３ａの冷却される温度が変化し、気液分離器８９で回収される凝縮水量が変化する。

ここで、前述したように、第２混合排ガス熱交換器１００に、外部冷却媒体１０３ａではなく排熱温水４３ａが導入される場合について説明する。貯湯タンク１２０から導かれる排熱温水４３ａは５〜４５℃であり、排熱温水４３ａと熱交換することによっても、混合排ガス６３ａは充分に冷却され得る。そこで、混合排ガス６３ａの温度を第１の所定温度Ｔａ以下になるように、排熱温水４３ａが第２混合排ガス熱交換器１００に流通する流量を流量調整弁で調整する。このように第２混合排ガス熱交換器１００に排熱温水４３ａが導入されると、混合排ガス６３ａの排熱は、外部に排出されることなく、排熱温水４３ａで回収される。したがって、熱効率が高く維持されることになる。特に、外部の熱需要が多く、排熱温水４３ａでの回収熱量を増加するときには好適である。なお、スタック冷却水２４ａを冷却するための排熱温水２４ａの流量は、混合排ガス６３ａの温度とは別に定まるので、第２混合排ガス熱交換器１００、冷却水熱交換器１１０に至る流路を流れる排熱温水４３ａに加え、第２混合排ガス熱交換器１００をバイパスし冷却水熱交換器１１０だけを流通する流路にも排熱温水４３ａが流れるようにする。

なお、燃料電池コジェネレーションシステム１は、混合排ガス熱交換器８３と第２混合排ガス熱交換器１００との２基の熱交換器を備えているが、熱交換器は１基でもよく、あるいは３基以上でもよい。熱交換器が１基の場合に、混合排ガス熱交換器８３だけを備えているならば、回収水４２ａの循環流量または温度を調整することにより、混合排ガス６３ａの冷却の程度を調節できる。第２混合排ガス熱交換器１００を備えているならば、上記と同様に外部冷却媒体１０３ａの流量または温度を調整することにより調節できる。あるいは、第２混合排ガス熱交換器１００に加えて、若しくは第２混合排ガス熱交換器１００の代わりに、混合排ガス熱交換器８３に導入される回収水４２ａの温度を調整するための熱交換器を備えてもよい。熱交換器の数が増えると、排出ガス６４ａの温度調整がし易くなる。

混合排ガス熱交換器８３と第２混合排ガス熱交換器１００とにより冷却され、水分の凝縮した混合排ガス６３ａは、気液分離器８９に導かれ、凝縮水が分離される。分離された凝縮水は、回収水４２Ｃとして、回収水入口７３より気液接触塔７０へ導入される。また、凝縮水が分離された排出ガス６４ａは、排ガスとして大気である系外１０２に放出される。なお、凝縮水が分離された排出ガス６４ａは水蒸気飽和状態にある。また、大気に放出されることから、圧力はほぼ大気圧となっている。そこで、排出ガス６４ａの温度を検知することにより、系外へ排出される排出ガス６４ａの水分率が分かることになる。

図２は、大気圧（１０１．３ｋＰａ）における飽和水分率とガス温度との関係を表すグラフである。横軸に飽和水分率、縦軸にガス温度を示している。図２では、３８〜４８℃のガス温度におけるグラフを示し、その間を一次近似した直線で表し、得られた一次近似式も示している。図２のグラフを用いれば、ガス温度が分かれば飽和水分率が分かり、流量に飽和水分率を乗じることにより、排出ガス６４ａに含まれて系外へ排出される水分量が分かる。

一方、燃料電池コジェネレーションシステム１へ系外から供給されるガスあるいは液体（総称して、供給物という）としては、原料燃料２ａ、燃焼燃料５ａ、燃焼用空気４ａおよび酸化剤ガス６１ａである。また、改質装置７の選択酸化部（不図示）に一酸化炭素選択酸化用の空気が供給される場合、選択酸化用空気も供給物に含まれる。

そこで、供給物に含まれる水分量および供給物によって生成する水分量の和（以下、系内持ち込み水量という。）と、排出ガス６４ａに含まれて系外へ排出される水分量（以下、系外持ち出し水量という。）とを比較することにより、燃料電池コジェネレーションシステム１が水自立しているか否かが分かる。すなわち、系内持ち込み水量が、系外持ち出し水量より多ければ、水自立していることになり、少なければ、水自立していないことになる。ここで、供給物の供給量は燃料電池コジェネレーションシステム１の運転のために必要な量が供給されているので、水自立するためには、系外持ち出し水量を調整する必要がある。排出ガス６４ａの総量は、供給量により基本的に定まるので、結局、排出ガス６４ａの温度を下げ、ひいては、飽和水分率を調整し、よって系外持ち出し水量を調整することになる。

図３に示すフローチャートは、燃料電池コジェネレーションシステム１が水自立するための、許容混合排ガス温度Ｔａを算出するフローを示す。以下の説明では、装置、ガスなどに図１に示す符号を併せて用いる。先ず、流量検知器１３２により検知する燃焼空気４ａと、流量検知器１３４により検知される酸化剤ガス６１ａより、燃料電池コジェネレーションシステム１に導入される空気量Ａ（ｍｏｌ／ｈ）を求める（ＳＴ１１）。また、そのときの空気の絶対湿度Ｈ（ｍｏｌ％）を用いて、空気の導入により、燃料電池コジェネレーションシステム１に持ち込まれる水分量Ｗ１＝Ａ×Ｈ／１００（ｍｏｌ／ｈ）を算定する（ＳＴ１２）。なお、改質剤として、酸素含有ガスが系外から供給される場合には、改質剤としての酸素含有ガス（空気）も上記に含め、水分量Ｗ１を算定する。

一方、燃料電池コジェネレーションシステム１への原料燃料２ａの導入量を流量検知器１３１にて、また、燃焼燃料５ａの導入量を流量検知器１３３にて検知し、原料燃料２ａと燃焼燃料５ａの総和Ｆ（ｇ／ｈ）を求める（ＳＴ２１）。一般的に、原料燃料２ａとして用いる燃料と、燃焼燃料５ａとして用いる燃料とは同じものを用いるので、ここでは、同じものとして総和を求める。異なる燃料を用いる場合には、後述する、燃料の反応により生ずる水分と乾ガスとを別々に算定し、その上で合算する。次に、原料燃料２ａと燃焼燃料５ａとにより、燃料電池コジェネレーションシステム１へ持ち込まれる水素が反応することにより生ずる水分量を算定する（ＳＴ２２）。原料燃料２ａと燃焼燃料５ａとして、炭素と水素との重量費比Ｒ（＝Ｃ／Ｈ）を有する炭化水素（Ｃ_ｘＨ_ｙ）を用いるものとする。Ｆ（ｇ／ｈ）の原料燃料２ａと燃焼燃料５ａとにより生ずる水分量（系内生成水分の流量）Ｗ２をＷ２＝０．５×Ｆ×｛１／（１＋Ｒ）｝／１．００８（ｍｏｌ／ｈ）の式で算定する。ここで、１．００８は、水素の原子量であり、重量流量をモル流量に変換するために用いられている。なお、改質剤として、改質用水６５ａではなく、系外から純水等が供給されるときには、この改質剤も含めて水分量Ｗ２を算定する。

空気の導入により燃料電池コジェネレーションシステム１に持ち込まれる水分量Ｗ１（ｍｏｌ／ｈ）と、原料燃料２ａと燃焼燃料５ａとにより生ずる水分量Ｗ２（ｍｏｌ／ｈ）とから、系内持ち込み水量Ｗ３をＷ３＝Ｗ１＋Ｗ２（ｍｏｌ／ｈ）の式で算定する（ＳＴ３１）。

また、燃料電池コジェネレーションシステム１から排出される乾ガスの総量Ｇ（ｍｏｌ／ｈ）を算定する（ＳＴ３２）。ここで、乾ガスとは、排出されるガスから水分を除いたガスをいう。排出される乾ガスのモル流量は、導入される空気量Ａ（ｍｏｌ／ｈ）から、算定される。乾ガスとしては、導入される空気量Ａから絶対湿度に相当する水分を減じる必要がある。更に、燃料電池コジェネレーションシステム１では、導入される空気中の酸素の一部が、原料燃料２ａと燃焼燃料５ａとに含まれる炭素および水素と反応する。酸素Ｏ_２と炭素Ｃとの反応は、反応式Ｃ＋Ｏ_２→ＣＯ_２のように、反応物酸素Ｏ_２のモル数と反応生成物二酸化炭素ＣＯ_２のモル数が同じであるので、モル流量には影響しない。一方、酸素Ｏ_２と水素Ｈ_２との反応は、反応式Ｈ_２＋１／２Ｏ_２→Ｈ_２Ｏのように、反応物酸素Ｏ_２のモル数に対し反応生成物水分Ｈ_２Ｏのモル数は２倍になる。ここで、反応生成物水分Ｈ_２Ｏは、前述の水分量Ｗ２であり、水分量Ｗ２のモル数の１／２に相当する酸素Ｏ_２が反応して水分になる。そのために、乾ガスとしては１／２Ｗ２分だけモル数が減少する。そこで、排出される乾ガスの総量Ｇは、Ｇ＝（１−Ｈ／１００）×Ａ−１／２Ｗ２（ｍｏｌ／ｈ）の式により算定される。

乾ガスの総量Ｇと系内持ち込み水量Ｗ３とから、燃料電池コジェネレーションシステム１が水自立する上で許容できる最大の排出ガスの水分率Ｐ＝Ｗ３／（Ｗ３＋Ｇ）が求まる（ＳＴ３３）。水自立する上で許容できる最大の排出ガスの水分率Ｐは、排出ガス６４ａに含まれる水分、すなわち系外持ち出し水量が、系内持ち込み水量Ｗ３と等しくなるときの水分率としている。

ここで、燃料電池コジェネレーションシステム１では、排出ガス６４ａは大気放出されるので、略大気圧である。すると、図２に示した飽和水分率と温度との関係を表す近似式より、水自立上許容できる最大の排出ガスの水分率Ｐに相当する温度Ｔａが求められる（ＳＴ４１）。

そこで、温度Ｔａを第１の所定温度として、排出ガス６４ａの温度Ｔ１がＴａ以下であるようにすれば、燃料電池コジェネレーションシステム１は水自立していることになる（ＳＴ４２）。なお、排出ガス６４ａの温度Ｔ１がＴａより低い温度であるときには、系内持ち込み水量Ｗ３が排出ガス６４ａに含まれて系外へ排出される系外持ち出し水量を上回ることになる。そのような場合には、余剰水は系外へ排出される。

排出ガス６４ａの温度Ｔ１が温度Ｔａより高いときには、気水分離部（混合排ガス熱交換器８３、第２混合排ガス熱交換器１００）へ導入する冷却媒体４２ａ、１０３ａの流量を増加することにより、排出ガス６４ａの温度Ｔ１を低下させる（ＳＴ４３）。排出ガス６４ａの温度Ｔ１が低下するということは、水分を分離する前の混合排ガス６３ａの温度を低下させることであり、よって、温度低下による凝縮水の凝縮量が増加し、気水分離部（気液分離器８９）で分離される凝縮水が増加することになる。この凝縮水の増加により、水自立が達成される。ただし、気水分離部（混合排ガス熱交換器８３、第２混合排ガス熱交換器１００）へ導入する冷却媒体４２ａ、１０３ａの流量を増加しても、すぐに混合排ガス６３ａ、排出ガス６４ａの温度が低下するのではなく、一定の時間遅れがあるので、冷却媒体４２ａ、１０３ａの流量を増加したならば、一定の時間ｔ１を経過した後に、再度排出ガス６４ａの温度Ｔ１と水自立上許容できる最大の排出ガスの水分率Ｐに相当する温度Ｔａとの比較を行うようにする（ＳＴ４４）。

図３のフローチャートでは、空気の導入により持ち込まれる水分量Ｗ１を算定しているが、空気の導入により持ち込まれる水分量Ｗ１は原料燃料２ａ（図１参照）と燃焼燃料４ａ（図１参照）とにより生ずる水分量Ｗ２に比べて微小であるので、水分量Ｗ１の計算を省略してもよい。空気の導入により持ち込まれる水分量Ｗ１の計算を省略することにより、水自立するのに許容できる最大の排出ガスの水分率Ｐに相当する温度Ｔａは安全側（低温側）となる。

燃料電池コジェネレーションシステム１が水自立するための、許容混合排ガス温度Ｔａを算出するフロー（図３）でも分かるとおり、燃料電池コジェネレーションシステム１が水自立するか否かは、燃料電池コジェネレーションシステム１に導入される水分と、燃料電池コジェネレーションシステム１から排出される水分とにより定まり、燃料電池コジェネレーションシステム１内で、水分を改質反応に使うか、酸化剤ガス６１ａの加湿に使うか、などには無関係である。よって、系外から供給される供給物の流量（と性状）と系外へ排出されるガス（排出ガス６４ａ）の温度により、水自立が確認され、排出ガス６４ａの温度だけを調整すれば水自立を達成することができる。

また、水自立上許容できる最大の排出ガスの水分率Ｐに相当する温度Ｔａは、水自立をするための、排出ガス６４ａの最高温度である。すなわち、水自立をしている燃料電池コジェネレーションシステム１において、最も多くの熱を系外へ排出する温度である。そこで、排出ガス６４ａの温度を温度Ｔａに維持すれば、回収熱量が最小となり、満蓄しにくくなる。よって、外部の熱需要が少ない場合でも、温度Ｔａを目標にして排出ガス６４ａの温度を調整することで、水自立をすることと、稼働率を高く維持することとが両立する燃料電池コジェネレーションシステム１となる。

また、燃料電池コジェネレーションシステム１から、排熱温水系の貯湯タンク１２０
ポンプ１２５、冷却水熱交換器１１０などを取り除いた燃料電池システムにおいても、同様にして、水自立が確認される。

また、燃料電池コジェネレーションシステム１が改質装置７を備えずに、系外から水素に富む燃料ガス３ａの供給を直接受ける場合であっても、燃料電池コジェネレーションシステム１が水自立するか否かは、同様に確認できる。すなわち、系内へ供給する原料燃料２ａおよび燃焼燃料４ａの代わりに、供給される燃料ガス３ａを用いて、系内生成水分の流量Ｗ２を算定すればよい。

なお、燃料電池コジェネレーションシステム１においては、燃料ガス熱交換器１１４で冷却され改質ガス３ａ中に凝縮し気液分離器４５によって分離された回収水４２Ａ、燃料ガス熱交換器１１４により冷却され酸化剤ガス６１ａ中に凝縮し気液分離器５５によって分離された回収水４２Ｂ、および混合排ガス熱交換器８３と第２混合排ガス熱交換器１００で冷却され混合排ガス６３ａ中に凝縮し気液分離器８９によって分離された回収水４２Ｃが、気液接触塔７０に導入される。これらの導入された回収水４２Ａ〜Ｃは、一緒になって回収水４２ａとして気液接触塔７０の貯液部７１に貯留される。燃料電池コジェネレーションシステム１では回収水４２ａを利用することで、外部からの水の供給が不要となり、燃料電池コジェネレーションシステム１の水自立が達成されている。ここで、回収水４２ａは、シリカ等の蒸発残留物をほとんど含まないので、改質用水６５ａおよび酸化剤ガス６１ａを加湿する水（循環する回収水４２ａ）として、極めて好適である。

燃料電池コジェネレーションシステム１においては、これまで説明したように、排熱を回収し、最終的には、排出ガス６４ａに伴って系外へ排出される熱以外の熱は、排熱温水４３ａにより貯湯タンク１２０において蓄熱する。貯湯タンク１２０では、排熱温水４３ａが成層をなしており、貯湯タンク１２０下部に貯留される温度の低い排熱温水４３ａがスタック冷却水２４ａを冷却する。しかし、燃料電池３０における発電量に比べ、排熱温水４３ａの利用量が少ないときなどには、貯湯タンク１２０の蓄熱量が増え、貯湯タンク１２０下部の排熱温水４３ａの温度も高くなることがある。すると、スタック冷却水２４ａを冷却することが困難になり、よって、燃料電池３０を冷却できなくなることがある。この燃料電池３０を冷却できなくなった状態を満蓄という。

満蓄すると、燃料電池３０での発電を停止せざるを得ず、燃料電池コジェネレーションシステム１の効率並びに稼働率を低下させることになる。そこで、満蓄しそうなときには、排熱の回収を抑制し、すなわち、系外へ熱を排出することが要求される。そのためには、排出ガス６４ａの温度をできるだけ上昇させる方法と、熱を回収した媒体を系外へ送出する方法とがある。

先ず、温度を上昇させる方法として、排出ガス６４ａを高温にして排出すると、気液分離器８９で分離し回収される回収水４２Ｃが減少し、水自立が成り立たなくなる。そこで、排出ガス６４ａの温度を、水自立する最高の温度である第１の所定温度Ｔａに維持することが望ましい。そこで、温度変動等を考慮して、第１の所定温度Ｔａより僅かに低い第２の所定温度に排出ガス６４ａを維持するように気水分離部（混合排ガス熱交換器８３、第２混合排ガス熱交換器１００）へ導入する冷却媒体４２ａ、１０３ａの流量を調整する。あるいは、冷却媒体４２ａ、１０３ａの温度を調整してもよい。冷却媒体４２ａ、１０３ａの流量あるいは温度が調整されることにより、混合排ガス６３ａと冷却媒体４２ａ、１０３ａとで交換される熱量が調整され、混合排ガス６３ａの冷却される温度が変化し、気液分離器８９で回収される水分量が変化する。排出ガス６４ａの温度が、水自立する最高の温度である第１の所定温度Ｔａより僅かに低い温度に維持されることにより、水自立を達成した上で、排熱の回収量を最少とすることができる。したがって、水自立を達成しつつ、満蓄に至りにくい運転を行うことができ、かくしてシステムの稼働率を高く維持することと、外部からの水の供給を受けずに水自立することが両立する燃料電池システムとなる。

なお、排熱温水４３ａの需要が多く、満蓄の心配がないときには、排出ガス６４ａの温度は第１の所定温度Ｔａより低ければどんな温度でもよく、必ずしも第２の所定温度に維持しなくてもよい。このような場合には、第２の所定温度の値を低く設定し、排出ガス６４ａの温度が第２の所定温度となるように冷却媒体４２ａあるいは冷却媒体１０３ａの流量または温度を調整してもよい。あるいは、冷却媒体４２ａ、１０３ａの流量は、図３のフローチャートで説明したように、増加させるステップだけを有する制御を行ってもよく、あるいは、冷却媒体４２ａ、１０３ａの過剰な流量は、冷却媒体４２ａ、１０３ａの搬送等で余分な動力を必要とするので、一定時間経過後に排出ガス６４ａの温度を確認しながら、流量を徐々に減少させる制御を行ってもよい。

次に、熱を回収した媒体を系外へ送出する方法としては、排熱を排熱温水４３ａで回収することを止め、外部冷却媒体１０３ａで吸収する熱量を増加すればよい。しかし、燃料電池３０で発電をするためには、燃料電池３０を冷却する必要があるので、スタック冷却水２４ａを冷却しなければならない。

すなわち、図４に示すように燃料電池コジェネレーションシステム１を変形した燃料電池コジェネレーションシステム２が適している。図４は、燃料電池コジェネレーションシステム２の構成を説明するブロック図である。図４に示すように、スタック冷却水２４ａと回収水４２ａとの熱交換を行う第２冷却水熱交換器１５５を設置する。また、回収水４２ａの循環する流路に、分岐を設け、循環する回収水４２ａを混合ガス熱交換器８３に導く流路と、第２冷却水熱交換器１５５に導く流路を設ける。また、回収水４２ａが混合ガス熱交換器８３に流れる流路と第２冷却水熱交換器１５５に流れる流路とのそれぞれに仕切弁１５１、１５２を配設する。

配管１２８に流送される排熱温水４３ａの温度、すなわち貯湯タンク１２０下部の温度を温度検知器１２４により検知することにより、貯湯タンク１２０が満蓄していないことを確認する。満蓄しているとは、排熱回収が進み、もはやスタック冷却水２４ａを冷却できないほどに排熱温水４３ａの温度が上がっていることであり、貯湯タンク１２０に貯留される排熱温水４３ａの温度が、下層においても高くなっている状態である。

満蓄しそうなときには、貯湯タンク１２０下部の温度、すなわち冷却水熱交換器１１０に導入される排熱温水４３ａの温度が高いので、排熱温水４３ａが循環していても、冷却水熱交換器１１０でスタック冷却水２４ａと熱交換をしなくなる。

冷却水熱交換器１１０が作用しなくなるとスタック冷却水２４ａが冷却されなくなるので、仕切弁１５２を開とし、仕切弁１５１を閉として、回収水４２ａを第２冷却水熱交換器１５５に導く。すなわち、排熱温水４３ａの代わりに、循環する回収水４２ａでスタック冷却水２４ａを冷却する。この回収水４２ａの流路の切り替えは、制御装置１３０からの信号により行うことにより確実に行われる。

一方、スタック冷却水２４ａを冷却するためには、循環する回収水４２ａを低温としておくのがよい。このように構成すると、回収水４２ａが混合排ガス熱交換器８３で混合排ガス６３ａから排熱を回収しないので好ましい。

混合排ガス６３ａが、混合排ガス熱交換器８３において冷却されなくなるので、混合排ガス６３ａの第２混合排ガス熱交換器１００に導かれる混合排ガス６３ａの温度は上昇する。しかし、これまで説明してきたように、燃料電池コジェネレーションシステム１の水自立を達成するためには、混合排ガス６３ａの温度を下げ、気液分離器８９で充分な水を回収する必要がある。そのために、外部冷却媒体調整弁１０１を調節して外部冷却媒体１０３ａの流量を増加し、あるいは、外部冷却媒体１０３ａの温度を低下させる。このことにより、満蓄を回避しつつ、水自立を達成した運転が可能となる。したがって、システムの稼働率を高く維持することと、外部からの水の供給を受けずに水自立することが両立する燃料電池システムとなる。

なお、燃料電池コジェネレーションシステム２ではなく、燃料電池コジェネレーションシステム１において、スタック冷却水２４ａの流路に、冷却水熱交換器１１０とは別の熱交換器を設置し、スタック冷却水２４ａを系外から導入される冷却媒体と熱交換することにより冷却する構成としてもよい。系外から導入される冷却媒体は、冷却水であってもよいし、大気であってもよい。このように構成しても、システムの稼働率を高く維持することと、外部からの水の供給を受けずに水自立することが両立する燃料電池システムとなる。

本発明の実施の形態である燃料電池コジェネレーションシステムを説明するブロック図である。 ガス温度と飽和水分率との関係を示すグラフである。 第１の所定温度としての水自立できる最高の排出ガス温度を算定するフローを説明するフローチャートである。 満蓄を回避しつつ、水自立できる燃料電池コジェネレーションシステムを説明するブロック図である。

符号の説明

１ 燃料電池コジェネレーションシステム
２ａ 原料燃料
３ａ 改質ガス（燃料ガス）
４ａ 空気（支燃剤ガスとしての酸素含有ガス）
５ａ 燃焼燃料
６ａ 燃焼排ガス
７ 改質装置
２１ａ アノードオフガス
２２ａ カソードオフガス
２４ａ スタック冷却水（冷却流体）
３０ 燃料電池
３１ 冷却水流路
３２ 燃料極
３３ 空気極
４２ａ、４２Ａ、４２Ｂ、４２Ｃ 回収水
４３ａ 排熱温水
４５、５５ 気液分離器
６１ａ 酸化剤ガス（酸素含有ガス）
６３ａ 混合排ガス
６４ａ 排出ガス
６５ａ 改質用水
７０ 気液接触塔
７１ 貯液部
７２ 酸化剤ガス入口
７３ 回収水入口
７４ 回収水吸引口
７７ 酸化剤ガス出口
７８ 回収水注入口
７９ 水分散器
８０ 充填部
８１ 充填物支持板
８２、８５、１０８、１２５ ポンプ
８３ 混合排ガス熱交換器（気水分離部）
８４ ブロワ
８６ 純水装置
８７ イオン交換樹脂充填カラム
８８、９５ フィルタ
８９ 気液分離器（気水分離部）
９０ 温度検知器（排ガス温度検知手段）
９３ 水処理装置
９４ イオン交換樹脂充填カラム
１００ 第２混合排ガス熱交換器（気水分離部）
１０１ 外部冷却媒体流量調整弁
１０２ 系外
１０３ａ 外部冷却媒体
１０４ 配管
１０５ 循環水流量調整弁
１０７ （改質装置の）燃焼部
１１０ 冷却水熱交換器（冷却流体熱交換器）
１１４ 燃料ガス熱交換器
１２０ 貯湯タンク(貯湯装置)
１２４ 温度検知器
１２８ （排熱温水）配管
１３０ 制御装置（冷却調整手段）
１３１〜１３４ 流量検知器
１４１ カソードオフガス配管
１４２ 燃焼排ガス配管
１４３ 混合排ガス配管
１５１、１５２ 仕切弁
１５５ 第２冷却水熱交換器
Ａ 燃料電池コジェネレーションシステム１に導入される空気量
Ｆ 原料燃料と燃焼燃料の総和流量
Ｇ 乾ガスの総量
Ｐ 水自立するのに許容できる最大の排出ガスの水分率
Ｒ 炭素−水素比（Ｃ／Ｈ）
Ｔａ 水自立するのに許容できる最大の排出ガスの水分率Ｐに相当する温度
Ｔ１ 混合排ガスの温度
Ｗ１ 空気の導入により持ち込まれる水分量
Ｗ２ 原料燃料と燃焼燃料とにより生ずる水分量（系内生成水分の流量）
Ｗ３ 系内持ち込み水量

Claims (7)

1. 燃料ガスと酸化剤ガスとしての酸素含有ガスとが供給され、電気化学的反応により発電し、水を発生する燃料電池と；
   前記燃料電池から排出される排ガスを冷却し、水分を分離する気水分離部と；
   前記水分を分離された排ガスの温度を検知する排ガス温度検知手段と；
   前記排ガス温度検知手段により検知される温度が第１の所定温度以下となるように、前記気水分離部で交換される熱量を調整する冷却調整手段とを備える；
   燃料電池システム。
2. 前記冷却調整手段が、前記排ガス温度検知手段により検知される温度を前記第１の所定温度以下の第２の所定温度となるように、前記気水分離部での冷却を調整する；
   請求項１に記載の燃料電池システム。
3. 燃焼用に供給される燃焼燃料若しくは前記燃料電池から排出されるアノードオフガスと支燃剤ガスとしての酸素含有ガスとの燃焼反応を行う燃焼部を有し、原料燃料と改質剤としての酸素含有ガスあるいは改質用水とが供給され、前記原料燃料を前記改質剤との改質反応により改質し前記燃料ガスを生成する燃料処理装置を備え；
   前記燃焼部の燃焼反応により生ずる燃焼ガスを、前記排ガスに含む；
   請求項１または請求項２に記載の燃料電池システム。
4. 前記第１の所定温度が、前記燃料ガスあるいは前記原料燃料および前記燃焼燃料の供給量と、前記燃料電池および前記燃料処理装置に供給される酸素含有ガスの供給量とに基づき算定される；
   請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
5. 前記気水分離部が、前記排ガスと冷却媒体との熱交換により排ガスを冷却する熱交換器と、前記熱交換器で冷却された排ガスから凝縮した水分を分離する気液分離装置を有し、前記冷却調整手段が、前記熱交換器に導入される前記冷却媒体の温度または流量を調整する；
   請求項１乃至請求項４のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
6. 前記気水分離部が、異なる冷却媒体で冷却される２以上の熱交換器を有する；
   請求項１乃至請求項５のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
7. 請求項１乃至請求項６のいずれか１項に記載の燃料電池システムと；
   前記燃料電池を冷却する冷却流体が循環する冷却流体流路と；
   熱を回収する排熱温水と前記冷却流体との熱交換を行う冷却流体熱交換器と；
   前記排熱温水を貯留する貯湯槽を備える；
   燃料電池コジェネレーションシステム。
   

Images