JP2009048854A - 燃料電池発電装置およびその制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】効率的な発電が可能な燃料電池発電装置およびその制御方法を提供する。
【解決手段】燃料電池発電装置は、燃料を改質することによって改質ガスを生成する改質器３と、改質ガスを用いて発電を行う第１の燃料電池５７と、第１の燃料電池５７が発電しているときに第１の燃料電池５７から排出される排出ガスを処理することによって水素含有ガスもしくは水素を生成する排出ガス処理部３９と、水素含有ガスもしくは水素を貯蔵する水素貯蔵器７と、水素貯蔵器７内の水素含有ガスもしくは水素が供給された際に水素含有ガスもしくは水素を用いて第１の燃料電池５７の起動時間よりも短い起動時間で発電を行う第２の燃料電池９と、水素貯蔵器７内の水素含有ガスもしくは水素の第２の燃料電池９への供給を調節可能な水素供給装置８と、を含む。
【選択図】図１

Description

本発明は、燃料電池発電装置およびその制御方法に関し、特には、発電停止時および起動時における瞬時発電と高効率発電が可能で、負荷、商用電力価格等の外部環境に応じた柔軟な起動停止による経済的な発電を実現するとともに、ピークカット用電源やバックアップ用電源として必要なときに負荷に電力を供給することができる燃料電池発電装置およびその制御方法に関する。

固体酸化物形燃料電池を用いた燃料電池発電装置を例に、従来の燃料電池発電装置を説明する。

図４は、従来の燃料電池発電装置の構成（例えば、非特許文献１参照。）を示したブロック図である。

図４に示した従来の燃料電池発電装置は、主な構成要素として、脱硫器２、改質器３、空気ブロワ１３、固体酸化物形燃料電池５７、空気予熱器８０、空気予熱器バーナ８１、出力調整装置８６、流量制御弁３７、５９および６２、ならびに配管類を含む。固体酸化物形燃料電池５７は、燃料極５４、固体酸化物電解質５５、および空気極５６を含む。

なお、図４および以下の説明では、各要素の名称を以下のように簡略化する。

水素リッチな改質ガス２７を、「改質ガス２７」と称する。水蒸気と脱硫天然ガスの混合ガス２８を、「混合ガス２８」と称する。固体酸化物形燃料電池５７を、「燃料電池５７」と称する。固体酸化物形燃料電池用空気５８を、「空気５８」と称する。改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池燃料排出ガス６０を、「排出ガス６０」と称する。固体酸化物形燃料電池燃料排出ガス６１を、「排出ガス６１」と称する。固体酸化物形燃料電池空気排出ガス６３を、「排出ガス６３」と称する。空気予熱器バーナ用固体酸化物形燃料電池燃料排出ガス６４を、「排出ガス６４」と称する。空気予熱器バーナ排出ガス８４を、「排出ガス８４」と称する。

なお、上記「水素リッチ」は、電池反応によって発電に寄与するに足りる濃度の水素を含有することを意味する。

図４において、流量制御弁３７は、燃料の天然ガス１の脱硫器２への供給量を制御する。流量制御弁５９は、脱硫天然ガス２９と混合して混合ガス２８をつくるための排出ガス６０の供給量を制御する。流量制御弁６２は、燃料電池５７の空気極５６へ供給される空気５８の供給量を制御する。

以下、図４を用いて、従来の燃料電池発電装置の作用について説明する。

天然ガス１は、脱硫器２に供給される。

天然ガス１の供給量は、予め設定した燃料電池直流出力８８と天然ガス１の供給量の関係に基づいて、流量制御弁３７のガス流量を制御することによって、燃料電池直流出力８８に見合った値に設定される。

脱硫器２は、天然ガス１中に腐臭剤として添加されているメルカプタン等の硫黄分を吸着除去して、脱硫天然ガス２９を出力する。なお、メルカプタン等の硫黄分は、改質器３の改質触媒と燃料電池５７の燃料極５４での電極触媒の劣化原因となる。

脱硫天然ガス２９は、燃料電池５７で電池反応により生成された排出ガス６０と混合されて混合ガス２８となり、改質器３に供給される。

排出ガス６０の供給量は、予め設定した天然ガス１の供給量と排出ガス６０の供給量の関係に基づいて、流量制御弁５９のガス流量を制御することによって、天然ガス１の供給量に合わせて、混合ガス２８が予め設定された所定のスチームカーボン比（炭素のモル数に対する水蒸気のモル数の比率）を有するように設定される。

改質器３には、ニッケル系触媒、ルテニウム系触媒等の改質触媒が充填されている。改質器３では、改質触媒の働きにより、天然ガス１に含まれる炭化水素の水蒸気改質反応が行われ、改質ガス２７がつくられる。

天然ガス１の主成分であるメタンの水蒸気改質反応は、（１）式で表される。

（メタンの水蒸気改質反応）
ＣＨ₄＋Ｈ₂Ｏ→ＣＯ＋３Ｈ₂ （１）
この（１）式に示したメタンの水蒸気改質反応等の炭化水素の水蒸気改質反応は、吸熱反応である。よって、この反応で効率的に水素を生成させるためには、改質器３に外部から必要な反応熱を供給し、改質器３の温度を７００〜７５０℃に維持する必要がある。

このため、改質器３の近傍には、８００〜１０００℃で発電を行う燃料電池５７が設置されており、燃料電池５７の排熱が、炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として改質器３に供給される。

改質器３でつくられた改質ガス２７は、燃料電池５７の燃料極５４に供給される。

一方、燃料電池５７の空気極５６には、酸化剤の空気が供給される。具体的には、空気予熱器８０は、空気ブロワ１３を用いて取り込んだ空気１８を昇温し、空気５８として空気極５６に供給する。

空気５８の供給量は、予め設定した天然ガス１の供給量と空気５８の供給量の関係に基づいて、流量制御弁６２のガス流量を制御することによって、天然ガス１の供給量に見合った値に設定される。

なお、図４では、燃料電池５７は、燃料極５４、固体酸化物電解質５５、および空気極５６からなる単セルとして示されている。しかしながら、単セル電圧は１Ｖ以下と低いので、所定の電力を取り出すために、実際は、燃料電池５７は、単セルを複数組み合わせたセルスタックで構成される。

空気極５６には、金属酸化物系電極触媒が設けられている。このため、空気極５６では、金属酸化物系電極触媒の働きで、空気５８中の酸素が、（２）式に示す空気極反応により電子（ｅ^-）と反応し酸化物イオン（Ｏ^2-）に変わる。

（空気極反応）
１／２（Ｏ₂）＋２ｅ^-→Ｏ^2- （２）
空気極５６で生成した酸化物イオンは、イットリア安定化ジルコニア（ＹＳＺ）等の固体酸化物電解質５５の内部を移動し、燃料極５４に到達する。

燃料極５４には、ニッケル−ＹＳＺサーメット、ルテニウム−ＹＳＺサーメット等の金属系電極触媒が設けられている。

このため、酸化物イオンは、燃料極５４に到達すると、金属系電極触媒の働きで、（３）式および（４）式に示す反応により、改質ガス２７中の水素および一酸化炭素と反応し、水蒸気または二酸化炭素と電子が生成される。

（燃料極反応）
Ｈ₂＋Ｏ^2-→Ｈ₂Ｏ＋２ｅ^- （３）
ＣＯ＋Ｏ^2-→ＣＯ₂＋２ｅ^- （４）
燃料極５４で生成された電子は、外部回路（図示せず）を移動し、空気極５６に到達する。空気極５６に到達した電子は、前述した（２）式に示した空気極反応により酸素と反応する。電子が外部回路を移動する過程で、電気エネルギーを燃料電池直流出力８８として取り出すことができる。

（２）式と（３）式、および（２）式と（４）式をまとめると、燃料電池５７の電池反応は、（５）式に示した水素と酸素から水蒸気ができる水の電気分解の逆反応と、（６）式に示す一酸化炭素と酸素から二酸化炭素が生成する反応として表すことができる。

（電池反応）
Ｈ₂＋１／２（Ｏ₂）→Ｈ₂Ｏ （５）
ＣＯ＋１／２（Ｏ₂）→ＣＯ₂ （６）
燃料電池５７の発電によって得られた燃料電池直流出力８８は、出力調整装置８６によって、負荷８７に合わせて電圧の変換と直流から交流への変換が行われ、その後、送電端交流出力８９として負荷８７に供給される。

なお、図４に示した例では、出力調整装置８６が、燃料電池直流出力８８を直流から交流に変換しているが、出力調整装置８６は、電圧変換のみを行い、送電端直流出力を負荷８７に供給してもよい。

燃料電池５７の動作温度は一般的に８００〜１０００℃であり、電池反応による発熱により動作温度が維持されている。このため、燃料電池５７の排熱は、前述したように改質器３で天然ガス１の水蒸気改質反応の反応熱として利用することができる。

実際、燃料電池５７での電池反応による発熱量は多い。具体的には、燃料電池５７を８００〜１０００℃の動作温度範囲に維持するためには、空気極５６で（２）式に示した空気極反応に使用する酸素に比べて過剰の酸素を含む大量の空気５８が、空気極５６に供給されて、燃料電池５７が冷却される。このため、空気極５６での酸素利用率は、２０％程度である。

燃料極５４で電池反応により生成された排出ガス６１の一部は、前述したように、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な水蒸気を供給するために、排出ガス６０としてリサイクルされ、脱硫天然ガス２９と混合される。

燃料極５４の排出ガス６４と、空気極５６の排出ガス６３は、空気予熱器バーナ８１に供給される。

空気予熱器バーナ８１では、排出ガス６４中の未反応燃料、未反応水素、および未反応一酸化炭素と、排出ガス６３中の未反応酸素とが燃焼され、空気予熱器８０が加熱される。空気予熱器８０では、熱交換により空気１６が昇温する。

水素と一酸化炭素の燃焼反応を（７）式および（８）式に示す。

（水素の燃焼反応）
Ｈ₂＋１／２（Ｏ₂）→Ｈ₂Ｏ （７）
（一酸化炭素の燃焼反応）
ＣＯ＋１／２（Ｏ₂）→ＣＯ₂ （８）
空気予熱器８０で昇温した空気１６は、空気５８として、空気極５６に供給され、燃料電池５７の発電に用いられる。

また、空気予熱器バーナ８１からは、排出ガス６４と排出ガス６３を燃焼させることによって生じた排出ガス８４が排出される。
電気学会・燃料電池発電次世代システム技術調査専門委員会編：「燃料電池の技術」，オーム社，ｐｐ．２０３−２０８（２００２）

次に、図４に示した従来の燃料電池発電装置の問題点について述べる。

図４に示した従来の燃料電池発電装置では、燃料電池５７の発電温度は一般的に８００〜１０００℃であり、起動に１時間以上を要する。このため、電力が必要になったときに瞬時に負荷に電力を供給するためには、燃料電池５７は連続発電する必要がある。

しかしながら、燃料電池５７が連続発電をする場合、夜間の電力負荷が少ない時間帯には、蓄電池、ＮａＳ電池等の蓄電設備を設けて充電する必要がある。よって、広い設置スペースを必要とする大容量の蓄電設備が必要となるとともに、蓄電設備の充放電効率を考慮すると、せっかく燃料電池５７を用いて高効率で発電しても蓄電設備を用いることによりエネルギー利用効率が大幅に低下するという問題があった。

また、燃料電池５７が連続発電をすると、安価な深夜電力の購入が可能な時間帯には、深夜電力よりも高価な発電単価となる可能性が生じ不経済になるという問題があった。

一方、燃料電池５７が発電を一旦停止すると、その再起動に時間がかかるため、電力が必要になっても瞬時に燃料電池５７から負荷８７に電力を供給できないという問題があった。

さらに、燃料電池５７が起動するまでの間、蓄電池、ＮａＳ電池等の蓄電設備でバックアップしようとすると、広い設置スペースが必要な大容量の蓄電設備を設置する必要があり、また、蓄電設備の充放電効率を考慮すると、燃料電池５７や深夜電力を利用して充電を行ったとしても蓄電設備を用いることによりエネルギー利用効率が大幅に低下するという問題があった。

本発明の目的は、迅速な発電開始と高効率発電が可能で、負荷、商用電力価格等の外部環境に応じた柔軟な起動停止による経済的な発電を実現するとともに、ピークカット用電源やバックアップ用電源として、必要なときに負荷に電力を供給することができる燃料電池発電装置およびその制御方法を提供することにある。

前述した目的を達成するために、本発明による燃料電池発電装置は、燃料を改質することによって改質ガスを生成する改質手段と、前記改質ガスを用いて発電を行う第１の燃料電池と、前記第１の燃料電池が発電しているときに当該第１の燃料電池から排出される排出ガスを処理することによって水素含有ガスもしくは水素を生成する処理手段と、前記水素含有ガスもしくは水素を貯蔵する貯蔵手段と、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素が供給された際に、当該水素含有ガスもしくは水素を用いて、前記第１の燃料電池の起動時間よりも短い起動時間で発電を行う第２の燃料電池と、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素の前記第２の燃料電池への供給を調節可能な供給手段とを含む。

前記第１の燃料電池は、固体酸化物形燃料電池もしくは溶融炭酸塩形燃料電池であることが望ましい。

前記第２の燃料電池は、固体高分子形燃料電池であることが望ましい。

前記改質手段は、前記第１の燃料電池の排熱を利用して前記改質ガスを生成することが望ましい。

また、本発明による燃料電池発電装置の制御方法は、燃料を改質することによって改質ガスを生成する改質工程と、前記改質ガスを用いて第１の燃料電池にて発電を行う第１発電工程と、前記第１の燃料電池が発電しているときに当該第１の燃料電池から排出される排出ガスを処理することによって水素含有ガスもしくは水素を生成し、当該水素含有ガスもしくは水素を貯蔵手段に貯蔵する貯蔵工程と、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素の第２の燃料電池への供給を調節する調節工程と、前記水素含有ガスもしくは水素が前記第２の燃料電池に供給された際に、当該水素含有ガスもしくは水素を用いて、前記第１の燃料電池の起動時間よりも短い起動時間で前記第２の燃料電池にて発電を行う第２発電工程と、を含む。

前記貯蔵工程では、前記第１の燃料電池の発電電力が所要の下限値以上の場合に、前記排出ガスを処理することによって水素含有ガスもしくは水素を生成し、当該水素含有ガスもしくは水素を前記貯蔵手段に貯蔵することが望ましい。

前記貯蔵工程では、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素の貯蔵量が所定の上限値以下の場合に、前記排出ガスを処理することによって水素含有ガスもしくは水素を生成し、当該水素含有ガスもしくは水素を前記貯蔵手段に貯蔵することが望ましい。

前記調節工程では、前記第１の燃料電池で発電を開始する旨の発電指令があった場合もしくは前記第１の燃料電池の発電時に所定の発電電力以上の発電を指示する出力指令があった場合に、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素を前記第２の燃料電池に供給することが望ましい。

前記所定の発電電力が、前記第１の燃料電池の発電電力の上限値であることが望ましい。

前記調節工程では、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素の貯蔵量が所定の下限値以上の場合に、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素を前記第２の燃料電池に供給することが望ましい。

本発明によれば、第１の燃料電池で発電を行うとともに第２の燃料電池の発電に必要な水素含有ガスもしくは水素を生成させ、水素含有ガスもしくは水素を貯蔵し、貯蔵した水素含有ガスもしくは水素の第２の燃料電池への供給が調節される。

よって、第２の燃料電池による発電が必要となった場合に、例えば、第１の燃料電池で発電を開始する旨の発電指令があった場合、および、第１の燃料電池の発電時に所定の発電電力以上の発電を指示する出力指令があった場合に、貯蔵した水素含有ガスもしくは水素を第２の燃料電池へ供給して、第２の燃料電池による発電を開始させることが可能になる。

このため、夜間の電力負荷が少ない時間帯や安価な深夜電力の購入が可能な時間帯には、第１の燃料電池による発電を計画的に停止することが可能になる。また、負荷や商用電力価格等の外部環境にあわせて、必要なときに柔軟に第２の燃料電池から負荷に電力を供給する経済的な発電を実現することが可能になる。また、ピークカット用電源やバックアップ用電源として必要なときに第２の燃料電池から負荷に電力を供給することができる。

なお、第１の燃料電池の排熱を利用して、第１の燃料電池の発電に必要な改質ガスとともに、第２の燃料電池の発電に必要な改質ガスも生成してもよい。

第１の燃料電池は、改質ガスを燃料として使用して排出ガスを出力する。この排出ガスの少なくても一部は、水素含有ガスもしくは水素に変換された後に貯蔵手段に貯蔵され、この貯蔵した水素含有ガスもしくは水素を、必要に応じて、第２の燃料電池の発電に利用することができる。

このため、第１の燃料電池で単独に発電を行う場合と比較すると、第１の燃料電池の冷却に必要な空気の供給量を減少させることができ、その空気の供給源の動力を削減すること可能となる。また、外部に無駄捨てられていた第１の燃料電池の排熱を第２の燃料電池の発電に有効利用することが可能になる。

その結果、第１の燃料電池の発電電力と第２の燃料電池の発電電力をあわせた発電効率が、第１の燃料電池で単独で発電を行う場合と比較して向上するので、高効率な燃料電池発電装置を実現することができる。

図１は、本発明の燃料電池発電装置の一実施形態を表すブロック図である。

図１に示した燃料電池発電装置では、第１の燃料電池として固体酸化物形燃料電池を用い、第２の燃料電池として固体高分子形燃料電池を用いている。

図１に示した燃料電池発電装置は、主な構成要素として、脱硫器２、改質手段の一例である改質器３、処理手段の一例である排出ガス処理部３９、貯蔵手段の一例である水素貯蔵器７、供給手段の一例である水素供給装置８、固体高分子形燃料電池９、空気ブロワ１３、出力調整装置１４、水素貯蔵量検出器１５、固体酸化物形燃料電池５７、空気予熱器８０、空気予熱器バーナ８１、出力調整装置８６、流量制御弁１９、２１、３７、４６、５９および６２、遮断弁４７、ならびに配管類を含む。

排出ガス処理部３９は、ＣＯシフトコンバータ４、ＣＯ選択酸化器５、および凝縮器６を含む。固体高分子形燃料電池９は、燃料極１０、固体高分子電解質１１、および空気極１２を含む。

図１において図４に示したものと同一のものは同一符号を付してあり、これらのものについてはその説明を省略する。

図１および以下の説明では、各要素の名称を以下のように簡略化する。

固体高分子形燃料電池９を、「燃料電池９」と称する。空気予熱器用空気１６を、「空気１６」と称する。固体高分子形燃料電池用空気１７を、「空気１７」と称する。ＣＯ選択酸化器用空気２０を、「空気２０」と称する。固体高分子形燃料電池空気排出ガス２２を、「排出ガス２２」と称する。固体高分子形燃料電池燃料排出ガス２３を、「排出ガス２３」と称する。ＣＯ選択酸化器排出ガス２６を、「排出ガス２６」と称する。ＣＯシフトコンバータ排出ガス３０を、「排出ガス３０」と称する。電池反応による生成水３１を、「生成水３１」と称する。凝縮器排出ガス３３を、「排出ガス３３」と称する。ＣＯシフトコンバータ用固体酸化物形燃料電池燃料排出ガス３４を、「排出ガス」３４と称する。冷却水等の冷媒３６を、「冷媒３６」と称する。

図１において、流量制御弁１９は、空気１７の供給量を制御する。流量制御弁２１は、空気２０の供給量を制御する。流量制御弁４６は、排出ガス３４の供給量を制御する。

本実施形態では、燃料電池９に燃料である排出ガス３３が供給されてから燃料電池９が発電を開始するまでの起動時間は、燃料電池５７に燃料である改質ガス２７が供給されてから燃料電池５７が発電を開始するまでの起動時間よりも短い。

また、流量制御弁１９、２１、３７、４６、５９および６２、遮断弁４７、ならびに、水素供給装置８は、例えば、不図示の制御部（制御手段）によって制御されてもよい。

図１において、燃料電池９が、一組の燃料極１０、固体高分子電解質１１、および空気極１２からなる単セルによって構成されているように示されているが、実際には、燃料電池９は、複数の単セルからなるセルスタック９で構成される。

以下、図１を用いて、本発明の燃料電池発電装置の制御方法を適用する燃料電池発電装置の動作を説明する。

燃料電池５７の発電時に、燃料電池直流出力８８が予め設定した下限値以上の場合で、水素貯蔵量検出器１５が検出した水素貯蔵器７内の排出ガス（水素含有ガス）３３の貯蔵量が予め設定した上限値以下のときには、遮断弁４７が開けられる。

遮断弁４７が開けられると、未反応水素を含む排出ガス６１の一部が、排出ガス３４としてＣＯシフトコンバータ４に供給される。

排出ガス３４がＣＯシフトコンバータ４に供給される際、天然ガス１の脱硫器２への供給量は、予め設定した、燃料電池直流出力８８と、ＣＯシフトコンバータ４への排出ガス３４の供給量と、天然ガス１の供給量との関係に基づいて、流量制御弁３７のガス流量を制御することによって、燃料電池直流出力８８およびＣＯシフトコンバータ４への排出ガス３４の供給量に見合った値に設定される。

ＣＯシフトコンバータ４への排出ガス３４の供給量は、燃料電池直流出力８８に対して予め設定した所定の値に応じて制御されてもよいし、燃料電池直流出力８８に対して予め設定した水素貯蔵器７内の排出ガス３３の貯蔵量との関係を用いて、水素貯蔵器７内の排出ガス３３の貯蔵量に比例して増減するように制御されてもよい。

水素貯蔵量検出器１５が検出した水素貯蔵器７内の排出ガス３３の貯蔵量が、予め設定した上限値以上になった場合には、遮断弁４７が閉じられ、排出ガス３４のＣＯシフトコンバータ４への供給が停止する。

その際には、天然ガス１の脱硫器２への供給量は、予め設定した燃料電池直流出力８８と天然ガス１の供給量の関係に基づいて、流量制御弁３７のガス流量を制御することによって、燃料電池直流出力８８に見合った値に設定される。

なお、図１に示した燃料電池発電装置では、改質器３が設けられているが、改質器３を使用せず、混合ガス２８を、直接、燃料電池５７の燃料極５４に供給してもよい。

この場合、燃料極５４では、天然ガス１に含まれる炭化水素の水蒸気改質反応が行われ、燃料電池５７が発電を行う。この場合、燃料電池５７は、改質手段および第１の燃料電池として機能する。

具体的には、混合ガス２８が、燃料極触媒を含む燃料極５４に供給されると、燃料極５４では、燃料極触媒の働きにより、天然ガス１に含まれる炭化水素（主にメタン）の水蒸気改質反応が行われ、水素と一酸化炭素が生成される。

燃料極５４で生成された水素と一酸化炭素は、その場で、（３）式および（４）式に示した燃料電池５７の燃料極反応により消費され、燃料電池５７で発電が行われる。

炭化水素の水蒸気改質反応は、吸熱反応である。このため、燃料電池５７の排熱が、燃料極５４での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用される。

燃料電池５７の発電温度は、一般的に８００〜１０００℃であり、電池反応による発熱により発電温度が維持されている。このため、燃料電池５７の排熱を、前述したように燃料極５４での炭化水素の水蒸気改質反応の反応熱として利用することができる。

水蒸気改質反応に必要な水蒸気は、燃料極５４で（３）式に示した燃料極反応で生成した、水蒸気を含む排出ガス６１の一部をリサイクルすることによって、燃料極５４に供給される。すなわち、排出ガス６１の一部をリサイクルして脱硫天然ガス２９と混合することによって、水蒸気と脱硫天然ガスの混合ガス２８が生成され、この混合ガス２８が燃料極５４に供給される。

前述したように、燃料電池５７では、電池反応による発熱量が多い。

よって、本実施形態では、まず、燃料電池５７の発電に必要な改質ガス２７を改質器３または燃料極５４で生成させるために、吸熱反応である天然ガス１の水蒸気改質反応に必要な反応熱が、改質器３または燃料極５４に対して、燃料電池５７からの排熱によって供給される。

燃料電池５７からの排熱が改質器３または燃料極５４に供給されても、燃料電池５７を８００〜１０００℃の動作温度範囲に維持するためには、空気極５６で（２）式に示した空気極反応に使用する酸素より過剰の酸素を含む大量の空気５８が空気極５６に供給され、燃料電池５７が冷却される。このため、空気極５６での酸素利用率は２０％程度である。

したがって、天然ガス１の供給量に合わせて、空気５８の供給量を変化させて、燃料電池５７から改質器３または燃料極５４に供給する排熱量を変化させることによって、改質器３または燃料極５４で効率的に天然ガス１の水蒸気改質反応を行わせ、燃料電池５７の発電と水素貯蔵器７への貯蔵に必要な水素（例えば、水素含有ガスである排出ガス３３）を生成させることが可能となる。

すなわち、燃料電池５７の発電中に排出ガス３４をＣＯシフトコンバータ４に供給して排出ガス３３を水素貯蔵器７に貯蔵するために、脱硫器２への天然ガス１の供給量を、燃料電池５７の発電に必要な天然ガス１の供給量よりも増加させる場合には、予め設定した排出ガス３４の供給量と空気５８の供給量の補正量との関係に基づいて、流量制御弁６２のガス流量を減少させることによって、空気５８の供給量を減少させる。

その結果、燃料電池５７の空気５８による冷却が抑制され、燃料電池５７の動作温度を８００〜１０００℃に維持しながら、燃料電池５７から改質器３または燃料極５４に供給される排熱量が増す。結果として、空気極５６での酸素利用率は上昇する。

一方、燃料電池５７の発電中に排出ガス３４のＣＯシフトコンバータ４への供給を止めて排出ガス３３の水素貯蔵器７への貯蔵を停止するために、脱硫器２への天然ガス１の供給量を燃料電池５７の発電に必要な天然ガス１の供給量に減少させる場合には、予め設定した排出ガス３４の供給量と空気５８の供給量の補正量との関係に基づいて、流量制御弁６２のガス流量を増加させることによって、空気５８の供給量を増加させる。

その結果、燃料電池５７の空気５８による冷却が促進され、燃料電池５７の動作温度を８００〜１０００℃に維持しながら、燃料電池５７から改質器３または燃料極５４に供給される排熱量が減る。結果として、空気極５６での酸素利用率は低下する。

排出ガス３４には、燃料極１０の電極触媒の劣化原因となる一酸化炭素が含まれている。また、ＣＯシフトコンバータ４には、銅−亜鉛系触媒等のシフト触媒が充填されている。ＣＯシフトコンバータ４は、シフト触媒の働きにより、（９）式に示す発熱反応である水性シフト反応を行わせることによって、排出ガス３４内の一酸化炭素の濃度を１％以下まで低減させる。

（水性シフト反応）
ＣＯ＋Ｈ₂Ｏ→ＣＯ₂＋Ｈ₂ （９）
一酸化炭素濃度が１％以下に低減させた排出ガス３０が、燃料極１０にそのまま供給されると、燃料極１０では、一酸化炭素による電極触媒の劣化が起こる。

このため、排出ガス３０の一酸化炭素濃度をｐｐｍオーダーに低減させるために、排出ガス３０は、ＣＯ選択酸化器５に供給される。ＣＯ選択酸化器５には、白金、ルテニウム等の貴金属系触媒がＣＯ選択酸化触媒として充填されている。

また、空気ブロワ１３で取り込んだ空気１８の一部が、空気２０として、ＣＯ選択酸化器５に供給される。なお、空気ブロワ１３で取り込んだ空気１８の一部は、空気１６として空気予熱器８０に供給され、空気予熱器８０で昇温された後に、空気５８として空気極５６に供給される。

ＣＯ選択酸化器５は、排出ガス３０に含まれる一酸化炭素を、空気２０中の酸素と反応させることによって二酸化炭素に変換し、排出ガス３０中の一酸化炭素濃度をｐｐｍオーダーに低減させた排出ガス２６を出力する。この発熱反応であるＣＯ酸化反応を（１０）式に示す。

（ＣＯ酸化反応）
ＣＯ＋１／２（Ｏ₂）→ＣＯ₂ （１０）
空気２０の供給量は、予め設定されたＣＯシフトコンバータ４への排出ガス３４の供給量と空気２０の供給量の関係に基づいて、流量制御弁２１のガス流量を制御することによって、ＣＯシフトコンバータ４への排出ガス３４の供給量に見合った値に設定される。

一酸化炭素濃度がｐｐｍオーダーに低減させられた排出ガス２６は、凝縮器６に供給され、冷媒３６と熱交換することによって、１００℃以下に冷却される。その結果、凝縮器６は、排出ガス２６中に含まれる未反応水蒸気を凝縮水３２として回収する。

凝縮器６で未反応水蒸気を凝縮された排出ガス（水素含有ガス）３３は、水素貯蔵器７に供給され貯蔵される。

排出ガス３３を水素貯蔵器７に貯蔵するにあたっては、水素貯蔵器７の小型化のために、必要に応じて昇圧手段（図示せず）を用いて排出ガス３３を昇圧して水素貯蔵器７に貯蔵する。

水素供給装置８は、水素貯蔵器７に貯蔵された排出ガス３３の燃料電池９への供給を調節可能である。

燃料電池５７の停止時または起動時に燃料電池発電装置に発電指令があった場合、並びに燃料電池５７の発電時に燃料電池発電装置に予め設定した発電電力（例えば、燃料電池５７の発電電力の上限値。）以上の発電を指示する出力指令があった場合には、水素供給装置８は、その発電指令または出力指令に基づく所定の発電電力で燃料電池９が発電するように、水素貯蔵器７内の排出ガス３３を燃料電池９の燃料極１０に供給する。

なお、燃料電池５７の停止時または起動時に燃料電池発電装置に入力される発電指令は、燃料電池５７で発電を開始する旨の発電指令の一例である。

燃料電池９は、排出ガス３３を受け付けると、排出ガス３３を用いて発電を開始し、負荷８７に電力を供給する。

燃料電池９の発電は、水素貯蔵量検出器１５が検出した水素貯蔵器７内の排出ガス３３の貯蔵量が所定の下限値以上のときに限定して行ってもよい。また、燃料電池９の発電電力は、その定格出力以下に制御する。

燃料電池９で発電を行う場合には、水素貯蔵器７から燃料極１０への排出ガス３３の供給量は、水素供給装置８を制御することにより、燃料電池９の燃料電池直流出力２４に見合った値に設定される。

また、水素供給装置８が水素貯蔵器７内の排出ガス３３を燃料極１０に供給すると同時に、空気ブロワ１３で取り込んだ空気１８の一部が、空気１７として、空気極１２に供給される。

空気極１２への空気１７の供給量は、予め設定した燃料電池直流出力２４と空気１７の供給量との関係に基づいて、流量制御弁１９のガス流量を制御することによって、燃料電池直流出力２４に見合った値に設定される。

燃料電池９の作動温度は、６０〜８０℃が一般的であり、電池反応による発熱により作動温度が維持される。

燃料極１０は、白金系電極触媒を含む。燃料極１０では、白金系電極触媒の働きで、水素含有ガスである排出ガス中に含まれる水素の約８０％が、（１１）式に示す燃料極反応によりプロトン（Ｈ⁺）と電子（ｅ^-）に変わる。

（燃料極反応）
Ｈ₂→２Ｈ⁺＋２ｅ^- （１１）
燃料極１０で生成されたプロトンは、ナフィオン（パーフルオロスルフォン酸膜）等のスルフォン酸基を有するフッ素系高分子から構成される固体高分子電解質１１の内部を移動し、空気極１２に到達する。

一方、燃料極１０で生成された電子は、外部回路（図示せず）を移動し、空気極１２に到達する。この電子が外部回路を移動する過程で、電気エネルギーを燃料電池直流出力２４として取り出すことができる。

空気極１２は、白金系電極触媒を含む。空気極１２では、燃料極１０から固体高分子電解質１１の内部を通過して空気極１２に移動してきたプロトン、燃料極１０から外部回路を通って空気極１２に移動してきた電子、および空気極１２に供給された空気１７中の酸素が、白金系電極触媒の働きで（１２）式に示す空気極反応により反応し、生成水３１が生成される。

（空気極反応）
２Ｈ⁺＋１／２（Ｏ₂）＋２ｅ^-→Ｈ₂Ｏ （１２）
（１１）式と（１２）式をまとめると、燃料電池９の電池反応は、（１３）式に示す水素と酸素から水ができる水の電気分解の逆反応として表すことができる。

（電池反応）
Ｈ₂＋１／２（Ｏ₂）→Ｈ₂Ｏ （１３）
燃料電池９の発電によって得られた燃料電池直流出力２４は、負荷８７に合わせて、出力調整装置１４で電圧の変換と直流から交流への変換が行われ、その後、送電端交流出力２５として負荷８７に供給される。

なお、図１では、出力調整装置１４が燃料電池直流出力２４を直流から交流へ変換しているが、出力調整装置１４は燃料電池直流出力２４の電圧変換のみを行い、送電端直流出力を負荷８７に供給してもよい。

空気１７は、空気極１２で酸素の一部を（１２）式に示した空気極反応により消費した後に、排出ガス２２として空気極１２から排出される。

一方、排出ガス３３は、燃料極１０で水素の約８０％を（１１）式に示した燃料極反応により消費した後に、排出ガス２３として燃料極１０から排出される。

なお、図１に示した燃料電池発電装置では、排出ガス処理部３９は、ＣＯシフトコンバータ４、ＣＯ選択酸化器５、および凝縮器６から構成されているが、排出ガス３４から一酸化炭素の濃度をｐｐｍオーダーに低減させた水素含有ガスもしくは水素が得られれば、特に排出ガス処理部３９の構成にはこだわらない。

例えば、排出ガス処理部３９が、ＣＯシフトコンバータ、水素分離手段である水素分離膜および水素吸蔵合金等を用いた水素分離器を含み、ＣＯシフトコンバータの排出ガスが水素分離器に供給され、水素分離器で選択的に分離した水素を水素貯蔵器７に貯蔵してもよい。

この場合、燃料電池５７の停止時または起動時に燃料電池発電装置に発電指令があった場合、並びに燃料電池５７の発電時に燃料電池発電装置に予め設定した発電電力以上の発電を指示する出力指令があった場合には、水素供給装置８は、水素貯蔵器７内の水素を燃料極１０に供給し、その発電指令または出力指令に基づいて所定の発電電力で燃料電池９に発電を行わせる。

燃料電池９の発電は、水素貯蔵量検出器１５が検出した水素貯蔵器７内の水素の貯蔵量が所定の下限値以上のときに限定して行ってもよい。

水素貯蔵器７から燃料極１０への水素の供給量は、水素供給装置８を制御することにより、燃料電池直流出力２４に見合った値に設定される。

また、水素貯蔵器７内の水素を水素供給装置８が燃料極１０に供給すると同時に、空気ブロワ１３で取り込んだ空気１８の一部が、空気１７として空気極１２に供給される。

なお、排出ガス処理部３９のＣＯシフトコンバータと水素分離器の間に、水蒸気分離手段である凝縮器とＣＯ分離手段であるＣＯ吸着器とを設けてもよい。

その際、凝縮器のみを設けて、ＣＯシフトコンバータの排出ガスを凝縮器に供給し、凝縮器の排出ガスを水素分離器に供給してもよいし、ＣＯ吸着器のみを設けて、ＣＯシフトコンバータの排出ガスをＣＯ吸着器に供給し、ＣＯ吸着器の排出ガスを水素分離器に供給してもよい。

一方、排出ガス処理部３９のＣＯシフトコンバータと水素分離器の間に凝縮器とＣＯ吸着器を設ける場合には、ＣＯシフトコンバータの排出ガスを凝縮器に供給し、凝縮器の排出ガスをＣＯ吸着器に供給し、ＣＯ吸着器の排出ガスを水素分離器に供給してもよいし、ＣＯシフトコンバータの排出ガスをＣＯ吸着器に供給し、ＣＯ吸着器の排出ガスを凝縮器に供給し、凝縮器の排出ガスを水素分離器に供給してもよい。

なお、水素貯蔵器７に水素分離器で選択的に分離した水素を貯蔵する場合に、水素貯蔵器７として水素吸蔵合金を充填した水素貯蔵器７を用い、水素吸蔵合金に水素を吸蔵させてもよい。ただし、水素吸蔵合金に水素を吸蔵させる場合には、水素貯蔵器を水等の冷媒で冷却し、水素吸蔵合金から水素を放出させる場合には、排出ガス８４等の燃料電池排熱を利用して水素貯蔵器７を加熱する。

また、排出ガス処理部３９は、ＣＯシフトコンバータ、ＣＯ分離手段であるＣＯ吸着器、および凝縮器を含んでもよい。

この場合、ＣＯシフトコンバータの排出ガスをＣＯ吸着器に供給し、ＣＯ吸着器の排出ガスを凝縮器に供給する構成としてもよいし、ＣＯシフトコンバータの排出ガスを凝縮器に供給し、凝縮器の排出ガスをＣＯ吸着器に供給する構成としてもよい。

なお、ＣＯシフトコンバータの排出ガスをＣＯ吸着器に供給し、ＣＯ吸着器の排出ガスを凝縮器に供給する構成の場合、ＣＯ濃度をｐｐｍオーダーに低減させた水素含有ガスである凝縮器の排出ガスが、水素貯蔵器７に貯蔵される。一方、ＣＯシフトコンバータの排出ガスを凝縮器に供給し、凝縮器の排出ガスをＣＯ吸着器に供給する構成の場合、ＣＯ吸着器の排出ガスが水素貯蔵器７に貯蔵される。

この場合、燃料電池５７の停止時または起動時に燃料電池発電装置に発電指令があった場合、並びに、燃料電池５７の発電時に燃料電池発電装置に予め設定した発電電力以上の発電を指示する出力指令があった場合には、水素供給装置８が、水素貯蔵器７内の凝縮器の排出ガスもしくはＣＯ吸着器の排出ガスを燃料極１０に供給し、発電指令または出力指令に基づいて所定の発電電力で燃料電池９に発電を行わせる。

水素貯蔵器７内の凝縮器の排出ガスもしくはＣＯ吸着器の排出ガスによる燃料電池９の発電は、水素貯蔵量検出器１５が検出した水素貯蔵器７内の凝縮器の排出ガスもしくはＣＯ吸着器の排出ガスの貯蔵量が所定の下限値以上のときに限定して行ってもよい。

水素貯蔵器７から燃料極１０への凝縮器の排出ガスもしくはＣＯ吸着器の排出ガスの供給量は、例えば、不図示の制御装置で水素供給装置８を制御することにより、燃料電池直流出力２４に見合った値に設定される。また、水素貯蔵器７に貯蔵した水素を水素供給装置８が燃料極１０に供給すると同時に、空気ブロワ１３で取り込んだ空気１８の一部が、空気１７として、空気極１２に供給される。

本実施形態の燃料電池発電装置の制御方法は、基本的に、第１の燃料電池５７で生成した排出ガスを排出ガス処理部３９に供給することによって水素含有ガスもしくは水素を水素貯蔵器７に貯蔵する水素貯蔵工程と、水素貯蔵器７に貯蔵した水素含有ガスもしくは水素を用いて第２の燃料電池９で発電を行う第２の燃料電池発電工程とを含む。

図２は、本実施形態の燃料電池発電装置の制御方法の水素貯蔵工程の制御フローの一例を示したフローチャートであり、図３は、本実施形態の燃料電池発電装置の制御方法の第２の燃料電池発電工程の制御フローの一例を示したフローチャートである。

図２を参照すると、水素貯蔵工程では、第１の燃料電池５７の発電電力が所定の下限値以上の場合で（ステップ２０１）、水素貯蔵器７内の水素含有ガスの貯蔵量もしくは水素の貯蔵量が所定の上限値以下のときに（ステップ２０２）、排出ガス３４を排出ガス処理部３９に供給することによって、水素含有ガスもしくは水素が水素貯蔵器７に貯蔵される（ステップ２０３、２０４）。

このため、水素含有ガスもしくは水素をさらに水素貯蔵器７に貯蔵可能なときに、水素含有ガスもしくは水素をさらに水素貯蔵器７に貯蔵することができる。

一方、図３を参照すると、第２の燃料電池発電工程では、第１の燃料電池５７の停止時または起動時に燃料電池発電装置に発電指令があった場合もしくは第１の燃料電池５７の発電時に所定の発電電力以上の発電を指示する出力指令があった場合で（ステップ３０１、３０２、３０３）、水素貯蔵器７内の水素含有ガスの貯蔵量もしくは水素の貯蔵量が所定の下限値以上のときに（ステップ３０４）、水素貯蔵器７内の水素含有ガスもしくは水素を用いて、発電指令または出力指令に基づく所定の発電電力を第２の燃料電池９が発電し、負荷８７に電力を供給する（ステップ３０５、３０６）。

本実施形態の燃料電池発電装置の制御方法を適用することにより、燃料電池５７の排熱を利用して燃料電池９の燃料の元になる改質ガス２７が生成され、燃料電池５７が、改質ガス２７を用いて発電して、燃料電池９の発電に必要な排出ガス６１を生成する。

排出ガス６１の一部は、排出ガス処理部３９で水素含有ガスもしくは水素（図１に示した燃料電池発電装置の場合は水素含有ガスである排出ガス３３）に変換された後に水素貯蔵器７に貯蔵され、この貯蔵された水素含有ガスもしくは水素が、必要に応じて、燃料電池９の発電に利用される。

よって、燃料電池５７が単独に発電を行う場合と比較すると、燃料電池５７の冷却に必要な空気５８の供給量を減少させることができ、空気供給源である空気ブロワ１３の動力の削減が可能となる。また、外部に無駄捨てられていた燃料電池５７の排熱を燃料電池９の発電に有効利用することが可能となる。

その結果、燃料電池５７の発電電力と燃料電池９の発電電力をあわせた発電効率が、燃料電池５７が単独で発電を行う場合と比較して向上するので、高効率な燃料電池発電装置を実現することができる。

また、本実施形態の燃料電池発電装置の制御方法を適用することにより、燃料電池５７の停止時または起動時に燃料電池発電装置に発電指令があった場合に、水素貯蔵器７に貯蔵した水素含有ガスもしくは水素を燃料電池９の燃料極１０に供給し、水素含有ガスもしくは水素を用いて燃料電池９で発電を行うことができる。

このため、充電が必要で充放電効率が低く装置全体のエネルギー効率の低下をもたらす蓄電池を設けなくても、燃料電池発電装置に発電指令があった場合には、直ちに燃料電池９で発電を行うことにより、負荷８７に電力を供給することが可能となる。

その結果、負荷８７が少なく商用電力のコストが低い夜間等に燃料電池５７を停止しても、燃料電池発電装置に発電指令があった場合に燃料電池９で直ちに発電（バックアップ発電）を行うことによって、発電電力を負荷８７に供給することができる。よって、高信頼で高効率な燃料電池発電装置を経済的に実現することが可能である。

さらに、本実施形態の燃料電池発電装置の制御方法を適用することにより、燃料電池５７の発電時に燃料電池発電装置に所定の発電電力（例えば、燃料電池５７の発電電力の上限値）以上の発電を指示する出力指令があった場合に、水素貯蔵器７内の水素含有ガスもしくは水素（図１に示した燃料電池発電装置の場合は水素含有ガスである排出ガス３３）を燃料極１０に供給し、排出ガス３３を用いて燃料電池９で発電を行うことができる。

このため、負荷８７がピークとなる期間だけ燃料電池９でも発電を行い、燃料電池９から負荷８７に電力を供給すること（ピークカット発電）が可能である。

その結果、負荷８７のピークに合わせた発電電力を有する燃料電池５７で発電を行い、負荷８７に合わせて燃料電池５７の発電電力を増減させる場合と比較して、燃料電池９より高温で発電するために設備コストが高い燃料電池５７の定格出力を削減することができ、燃料電池発電装置全体の設備コストの低減が図れる。

なお、上記実施形態では、第１の燃料電池として固体酸化物形燃料電池を用いている。しかしながら、第１の燃料電池として、固体酸化物形燃料電池の代わりに溶融炭酸塩形燃料電池を用いても、上記と同様な効果が得られる。

また、上記実施形態では、第１の燃料電池、水素貯蔵器、および第２の燃料電池の個数はそれぞれ１個であるが、それらは特に１個に限定させるわけではなく、第１の燃料電池、水素貯蔵器、および第２の燃料電池の個数がそれぞれ１個以上であっても、上記と同様な効果が得られる。ただし、水素貯蔵器を複数個設ける場合には、水素貯蔵器毎に水素貯蔵量検出器と水素供給装置を設けて水素貯蔵量を個別に制御することが必要である。

また、本発明は、前述の実施形態にのみ限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲内において種々の変更を加えることは勿論である。

本発明の燃料電池発電装置の一例を表すブロック図である。 本発明の燃料電池発電装置の制御方法の水素貯蔵工程の制御フローの一例を表す制御フロー図である。 本発明の燃料電池発電装置の制御方法の第２の燃料電池発電工程の制御フローの一例を表す制御フロー図である。 従来の燃料電池発電装置を表すブロック図である。

符号の説明

１ 天然ガス
２ 脱硫器
３ 改質器
４ ＣＯシフトコンバータ
５ ＣＯ選択酸化器
６ 凝縮器
７ 水素貯蔵器
８ 水素供給装置
９ 固体高分子形燃料電池
１０ 燃料極
１１ 固体高分子電解質
１２ 空気極
１３ 空気ブロワ
１４ 出力調整装置
１５ 水素貯蔵量検出器
１６ 空気予熱器用空気
１７ 固体高分子形燃料電池用空気
１８ 空気
１９ 流量制御弁
２０ ＣＯ選択酸化器用空気
２１ 流量制御弁
２２ 固体高分子形燃料電池空気排出ガス
２３ 固体高分子形燃料電池燃料排出ガス
２４ 燃料電池直流出力
２５ 送電端交流出力
２６ ＣＯ選択酸化器排出ガス
２７ 水素リッチな改質ガス
２８ 水蒸気と脱硫天然ガスの混合ガス
２９ 脱硫天然ガス
３０ ＣＯシフトコンバータ排出ガス
３１ 生成水
３２ 凝縮水
３３ 凝縮器排出ガス
３４ ＣＯシフトコンバータ用固体酸化物形燃料電池燃料排出ガス
３６ 冷媒
３７ 流量制御弁
３９ 固体酸化物形燃料電池燃料排出ガス処理部
４６ 流量制御弁
４７ 遮断弁
５４ 燃料極
５５ 固体酸化物電解質
５６ 空気極
５７ 固体酸化物形燃料電池
５８ 固体酸化物形燃料電池用空気
５９ 流量制御弁
６０ 改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池燃料排出ガス
６１ 固体酸化物形燃料電池燃料排出ガス
６２ 流量制御弁
６３ 固体酸化物形燃料電池空気排出ガス
６４ 空気予熱器バーナ用固体酸化物形燃料電池燃料排出ガス
８０ 空気予熱器
８１ 空気予熱器バーナ
８４ 空気予熱器バーナ排出ガス
８６ 出力調整装置
８７ 負荷
８８ 燃料電池直流出力
８９ 送電端交流出力

Claims (10)

1. 燃料を改質することによって改質ガスを生成する改質手段と、
   前記改質ガスを用いて発電を行う第１の燃料電池と、
   前記第１の燃料電池が発電しているときに当該第１の燃料電池から排出される排出ガスを処理することによって水素含有ガスもしくは水素を生成する処理手段と、
   前記水素含有ガスもしくは水素を貯蔵する貯蔵手段と、
   前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素が供給された際に、当該水素含有ガスもしくは水素を用いて、前記第１の燃料電池の起動時間よりも短い起動時間で発電を行う第２の燃料電池と、
   前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素の前記第２の燃料電池への供給を調節可能な供給手段と、を含む燃料電池発電装置。
2. 前記第１の燃料電池が、固体酸化物形燃料電池もしくは溶融炭酸塩形燃料電池である、請求項１に記載の燃料電池発電装置。
3. 前記第２の燃料電池が、固体高分子形燃料電池である、請求項１または２に記載の燃料電池発電装置。
4. 前記改質手段は、前記第１の燃料電池の排熱を利用して前記改質ガスを生成する、請求項１から３のいずれか１項に記載の燃料電池発電装置。
5. 燃料を改質することによって改質ガスを生成する改質工程と、
   前記改質ガスを用いて第１の燃料電池にて発電を行う第１発電工程と、
   前記第１の燃料電池が発電しているときに当該第１の燃料電池から排出される排出ガスを処理することによって水素含有ガスもしくは水素を生成し、当該水素含有ガスもしくは水素を貯蔵手段に貯蔵する貯蔵工程と、
   前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素の第２の燃料電池への供給を調節する調節工程と、
   前記水素含有ガスもしくは水素が前記第２の燃料電池に供給された際に、当該水素含有ガスもしくは水素を用いて、前記第１の燃料電池の起動時間よりも短い起動時間で前記第２の燃料電池にて発電を行う第２発電工程と、を含む燃料電池発電装置の制御方法。
6. 前記貯蔵工程では、前記第１の燃料電池の発電電力が所要の下限値以上の場合に、前記排出ガスを処理することによって水素含有ガスもしくは水素を生成し、当該水素含有ガスもしくは水素を前記貯蔵手段に貯蔵する、請求項５に記載の燃料電池発電装置の制御方法。
7. 前記貯蔵工程では、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素の貯蔵量が所定の上限値以下の場合に、前記排出ガスを処理することによって水素含有ガスもしくは水素を生成し、当該水素含有ガスもしくは水素を前記貯蔵手段に貯蔵する、請求項５または６に記載の燃料電池発電装置の制御方法。
8. 前記調節工程では、前記第１の燃料電池で発電を開始する旨の発電指令があった場合もしくは前記第１の燃料電池の発電時に所定の発電電力以上の発電を指示する出力指令があった場合に、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素を前記第２の燃料電池に供給する、請求項５から７のいずれか１項に記載の燃料電池発電装置の制御方法。
9. 前記所定の発電電力が、前記第１の燃料電池の発電電力の上限値である、請求項８に記載の燃料電池発電装置の制御方法。
10. 前記調節工程では、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素の貯蔵量が所定の下限値以上の場合に、前記貯蔵手段に貯蔵された前記水素含有ガスもしくは水素を前記第２の燃料電池に供給する、請求項５から９のいずれか１項に記載の燃料電池発電装置の制御方法。

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