JP2010257993A - 燃料電池システム - Google Patents

Abstract

【課題】 発電出力、排熱利用のバランスを保ち、熱余り状態をできるだけ回避して燃料電池システムの運転を効率よく実施し、また、燃料電池システムの冷却手段を小型化しシステム全体を小型化する。
【解決手段】 燃料電池システムは、第２発電出力制限値導出手段（ステップ２０４）が、燃料ガス燃料電池入口温度検出手段によって検出された燃料ガス燃料電池入口温度またはこの燃料ガスの温度に相関するものの温度と所定温度とを比較し、その比較結果に基づいて燃料電池の発電出力制限値を導出し、第２発電制御手段（ステップ２０６〜２１４）が、第２発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値に基づいて燃料電池の発電出力を制御する。
【選択図】 図７

Description

本発明は、燃料電池と、この燃料電池へ供給する燃料ガスを生成する改質器と、貯湯水を貯湯する貯湯槽と、貯湯水が循環する貯湯水循環回路と、を備えた燃料電池システムに関する。

この燃料電池システムとして、燃料電池と、この燃料電池へ供給する燃料ガスを生成する改質器と、貯湯水を貯湯する貯湯槽と、貯湯水が循環する貯湯水循環回路と、を備え、貯湯水循環回路上において燃料電池および改質器にて発生する排熱を回収して貯湯水を加熱するものはよく知られている。

このような燃料電池システムの一形式として、特許文献１「燃料電池発電システム」に示されているものが知られている。特許文献１の図１に示されているように、燃料電池発電システム２０は、貯湯タンク５２の底部に接続された冷水管５４からの水をラジエータ４２，凝縮器３８，熱交換器３６，温水管５６を経由して貯湯タンク５２の頂部に戻す系統が配置されている。熱交換器３６は、燃料電池スタック３４の冷却媒体（冷却水など）の循環流路（図中、破線で示す循環流路）に組み込まれて冷却媒体を冷却する。ラジエータ４２は、貯湯タンク５２の底部からの水をその温度により応じて冷却する冷却ファン４２ａが取り付けられている。これにより、凝縮器３８や熱交換器３６に供給する貯湯タンク５２の底部からの水はその温度により必要に応じてラジエータ４２で冷却されるから、凝縮器３８における燃料電池スタック３４からの排ガス中の水蒸気の凝縮や燃料電池スタック３４の冷却を適正に行なうことができる。

また、他の形式として、特許文献２「燃料電池発電システム」に示されているものが知られている。特許文献２の図１に示されているように、燃料電池発電システム２０は、特許文献１に示されている「燃料電池発電システム」にインバータ４８ａを冷却する冷却器４８ｂが追加されたものである。インバータ４８ａは、貯湯タンク５２の底部からの水により冷却されるから、燃料電池スタック３４の動作温度に拘わらず、効率よく冷却することができる。しかも、冷却器４８ｂに供給される水は冷却ファン４２ａ付きのラジエータ４２で冷却されるから、貯湯タンク５２の底部の水の温度が高いときでもインバータ４８ａを十分に冷却することができる。これによっても、凝縮器３８や熱交換器３６に供給する貯湯タンク５２の底部からの水はその温度により必要に応じてラジエータ４２で冷却されるから、凝縮器３８における燃料電池スタック３４からの排ガス中の水蒸気の凝縮や燃料電池スタック３４の冷却を適正に行なうことができる。

また、他の形式として、特許文献３「固体高分子形燃料電池発電装置」に示されているものが知られている。特許文献３の図１〜図３に示されているように、固体高分子形燃料電池発電装置ＧＳ１は、排気系３１の熱交換器３２、排気系４５の熱交換器４６および燃料電池６の空気極ｋから排出されたガスの熱交換器７１の後に、さらに熱交換器ＨＥＸを設置し、貯湯タンク５０中の水をポンプＰによりこの熱交換器ＨＥＸを経て、熱交換器７１、３２、４６に送って熱交換して排熱回収した温水Ａを、直接水タンク２１へ熱交換可能に循環して送るラインＬ１を設けてある。そして、前記温水ＡをラインＬ１を経て水タンク２１へ送らなくてもよい場合に温水Ａを貯湯タンク５０へ送るラインＬ２が併設されている。水タンク２１には、ポンプ４８によって燃料電池６の冷却部６ｃを循環する冷却水が水管７３を経て流入する。この固体高分子形燃料電池発電装置ＧＳ１においては、水タンク２１の水温が所定の温度以上になった場合には、プロセスガスバーナ３４に燃焼用空気を送るファン３７を作動して熱交換器４６を温水Ａの冷却器として使用して温水Ａの温度を低下させ、温度を低下させた温水ＡをラインＬ１に循環して送って冷却するようになっている。これにより、貯湯タンク５０が温水で満タン状態になり、しかも外部へ給湯されない場合であっても、装置を停止することなく、燃料電池の冷却水の温度を規定の温度範囲に維持することができる。

また、他の形式として、特許文献４「燃料電池コジェネレーションシステム」に示されているものが知られている。特許文献４の図１〜図４に示されているように、燃料電池コジェネレーションシステムは、燃料を改質して水素を得る燃料改質装置１１と、燃料改質装置１１から水素を供給され発電する燃料電池本体１２と、燃料電池本体１２及び燃料改質装置１１から発生する排熱を回収する排熱回収装置１４と、燃料改質装置１１、燃料電池本体１２及び排熱回収装置１４を制御する制御装置１５とを備え、さらに温度センサ２０を備え、制御装置１５は、温度センサ２０の出力で連続運転方式と、１日の中で１回以上の起動と停止を行う間歇運転方式とを切り替える。制御装置１５は、月日に基づいて運転を切り替えたり、市水の温度に基づき運転を切り替えたり、気温や貯湯槽１６の状況により運転を切り替える。

特開２００４−１１１２０８号公報（第４−６頁、図１） 特開２００４−１１１２０９号公報（第４−６頁、図１） 特開２００２−２１６８１９号公報（第２−６頁、図１−３） 特開２００４−００６２１７号公報（第４−７頁、図１−４）

上述した特許文献１および特許文献２に記載の燃料電池発電システムにおいては、燃料電池３４の発電中においては、その発電に伴って発生する燃料電池３４および改質装置３２の排熱を回収して貯湯水が加熱されるが、貯湯タンク５２が温度的に満水となった場合、燃料電池３４が高温となり発電効率が悪化するのを防ぐため、電気エネルギーを使用して冷却ファン４２ａを作動させてラジエータ４２によって排熱を捨てていた。これにより、燃料電池発電システムは発電出力範囲の全範囲において発電可能となるが、燃料電池３４および改質装置３２の排熱が捨てられすなわち燃料電池発電システムで生成された熱エネルギーが捨てられるとともに、燃料電池発電システムで生成された電気エネルギーがユーザ負荷電力として使用されるのではなく冷却ファン４２ａを作動させて排熱を捨てるために無駄に使用されることとなる。このため、発電出力、排熱利用のバランスが崩れて、燃料電池システムの運転が効率的に実施されない場合があった。また、燃料電池システムが発電出力範囲の全範囲において発電可能とするため、ラジエータ４２の冷却能力を燃料電池の最大発電出力に対応した大きい冷却能力を有する設計とする必要があり、そのためラジエータ４２が大型化するという問題があった。

また、上述した特許文献３に記載の固体高分子形燃料電池発電装置においても、前述したように特許文献１および特許文献２に記載の燃料電池発電システムと同様な問題がある。

また、上述した特許文献４に記載の燃料電池コジェネレーションシステムにおいては、制御装置１５は、貯湯槽１６の状況により連続運転方式と、１日の中で１回以上の起動と停止を行う間歇運転方式とを切り替えるようにしているが、貯湯槽１６の状況による燃料電池本体１２の発電制御についての具体的な記載はない。

本発明は、上述した各問題を解消するためになされたもので、発電出力、排熱利用のバランスを保ち、熱余り状態をできるだけ回避して燃料電池システムの運転を効率よく実施し、また、燃料電池システムの冷却手段を小型化しシステム全体を小型化することを目的とする。

上記の課題を解決するため、請求項１に係る発明の構成上の特徴は、燃料電池と、この燃料電池の燃料極へ供給する燃料ガスを生成する改質器と、貯湯水を貯湯する貯湯槽と、貯湯水が循環する貯湯水循環回路と、を備え、貯湯水循環回路上において燃料電池および改質器にて発生する排熱を回収して貯湯水を加熱する燃料電池システムにおいて、燃料電池の入口に流入する燃料ガスの温度またはこの燃料ガスの温度に相関するものの温度を検出する燃料ガス燃料電池入口温度検出手段と、この燃料ガス燃料電池入口温度検出手段によって検出された温度と所定温度とを比較し、その比較結果に基づいて燃料電池の発電出力制限値を導出する第２発電出力制限値導出手段と、この第２発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値に基づいて燃料電池の発電出力を制御する第２発電制御手段を備えたことである。

また請求項２に係る発明の構成上の特徴は、請求項１に係る発明において、第２発電出力制限値導出手段は、燃料ガス燃料電池入口温度検出手段によって検出された温度が所定温度より大きい場合には、前回の発電出力制限値から所定量だけ減算して今回の発電出力制限値を算出し、所定温度より小さい場合には、前回の発電出力制限値から所定量だけ加算して今回の発電出力制限値を算出することである。

また請求項３に係る発明の構成上の特徴は、請求項１または請求項２に係る発明において、第２発電制御手段は、ユーザ負荷電力を検出するユーザ負荷電力検出手段と、このユーザ負荷電力検出手段によって検出されたユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力を導出する発電出力導出手段と、第２発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値が、発電出力導出手段によって導出された発電出力以上であるか否かを判定する判定手段と、判定手段によって発電出力制限値が発電出力未満であると判定された場合には、燃料電池の発電出力を発電出力制限値に制限するように制御する制限制御手段と、を備えたことである。

上記のように構成した請求項１に係る発明においては、第２発電出力制限値導出手段が、燃料ガス燃料電池入口温度検出手段によって検出された燃料ガス燃料電池入口温度またはこの燃料ガスの温度に相関するものの温度と所定温度とを比較し、その比較結果に基づいて燃料電池の発電出力制限値を導出し、第２発電制御手段が、第２発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値に基づいて燃料電池の発電出力を制御する。これにより、燃料電池の発電中においては、その発電に伴って発生する燃料電池および改質器の排熱を回収して貯湯水が加熱されるが、貯湯槽が温度的に満水となった場合、燃料ガス燃料電池入口温度またはこの燃料ガスの温度に相関するものの温度に応じて燃料電池の発電出力が制限されるので、燃料電池からの発熱をできるだけ抑制して、発電出力、排熱利用のバランスを保ち、熱余り状態をできるだけ回避して燃料電池システムの運転を効率よく実施することができる。

上記のように構成した請求項２に係る発明においては、第２発電出力制限値導出手段は、燃料ガス燃料電池入口温度検出手段によって検出された温度が所定温度より大きい場合には、前回の発電出力制限値から所定量だけ減算して今回の発電出力制限値を算出し、所定温度より小さい場合には、前回の発電出力制限値から所定量だけ加算して今回の発電出力制限値を算出する。これにより、燃料ガス燃料電池入口温度またはこの燃料ガスの温度に相関するものの温度に基づいて容易かつ的確に発電出力制限値を算出することができる。

上記のように構成した請求項３に係る発明においては、第２発電制御手段において、発電出力導出手段が、ユーザ負荷電力検出手段によって検出されたユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力を導出し、判定手段が、第２発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値が、発電出力導出手段によって導出された発電出力以上であるか否かを判定し、制限制御手段が、判定手段によって発電出力制限値が発電出力未満であると判定された場合には、燃料電池の発電出力を発電出力制限値に制限するように制御する。これにより、ユーザ負荷電力検出手段によって検出されたユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力と発電出力制限値とに基づいて簡単かつ確実に燃料電池システムを安定運転することができる。

本発明による燃料電池システムの第１の実施の形態の概要を示す概要図である。 図１に示す燃料電池システムを示すブロック図である。 貯湯槽出口温度とＦＣ発電出力制限値との相関関係を示す第１マップである。 貯湯水の温度毎の燃料電池の発電出力に対する当該燃料電池システムの必要冷却能力の相関関係を示す第２マップである。 図２に示した制御装置にて実行される第１制御例の制御プログラムのフローチャートである。 本発明による燃料電池システムの第１制御例の動作を示すタイムチャートである。 図２に示した制御装置にて実行される第２制御例の制御プログラムのフローチャートである。 図２に示した制御装置にて実行される第２制御例の制御プログラムのサブルーチンのフローチャートである。 本発明による燃料電池システムの第２制御例の動作を示すタイムチャートである。 本発明による燃料電池システムの第２の実施の形態の概要を示す概要図である。

１）第１の実施の形態
以下、本発明による燃料電池システムの第１の実施の形態について説明する。図１はこの燃料電池システムの概要を示す概要図である。この燃料電池システムは燃料電池１０とこの燃料電池１０に必要な水素ガスを含む改質ガス（燃料ガス）を生成する改質器２０を備えている。

燃料電池１０は、燃料極１１と酸化剤極である空気極１２と両極１１，１２間に介在された電解質１３（実施の形態では高分子電解質膜）を備えており、燃料極１１に供給された改質ガスおよび空気極１２に供給された酸化剤ガスである空気（カソードエア）を用いて発電するものである。なお、燃料電池１０の空気極１２には、空気を供給する供給管６１およびカソードオフガスを排出する排出管６２が接続されており、これら供給管６１および排出管６２の途中には、空気を加湿するための加湿器１４が設けられている。この加湿器１４は水蒸気交換型であり、排出管６２中すなわち空気極１２から排出される気体中の水蒸気を除湿してその水蒸気を供給管６１中すなわち空気極１２へ供給される空気中に供給して加湿するものである。なお、空気の代わりに空気の酸素富化したガスを供給するようにしてもよい。

改質器２０は、燃料を水蒸気改質し、水素リッチな改質ガスを燃料電池１０に供給するものであり、バーナ２１、改質部２２、一酸化炭素シフト反応部（以下、ＣＯシフト部という）２３および一酸化炭素選択酸化反応部（以下、ＣＯ選択酸化部という）２４から構成されている。燃料としては天然ガス、ＬＰＧ、灯油、ガソリン、メタノールなどがあり、本実施の形態においては天然ガスにて説明する。

バーナ２１は、起動時に外部から燃焼用燃料および燃焼用空気が供給され、または定常運転時に燃料電池１０の燃料極１１からアノードオフガス（燃料電池に供給され使用されずに排出された改質ガス）が供給され、供給された各ガスを燃焼して燃焼ガスを改質部２２に導出するものである。この燃焼ガスは改質部２２を（同改質部２２の触媒の活性温度域となるように）加熱し、その後燃焼ガス用凝縮器３４を通ってその燃焼ガスに含まれている水蒸気が凝縮されて外部に排気される。なお、燃焼用燃料および燃焼用空気は、それぞれ燃焼用燃料供給手段および燃焼用空気供給手段である燃焼用燃料ポンプＰ１および燃焼用空気ポンプＰ２によってバーナ２１に供給されるようになっている。両ポンプＰ１，Ｐ２は制御装置９０によって制御されてその流量（送出量）が制御されるようになっている。

改質部２２は、外部から供給された燃料に蒸発器２５からの水蒸気（改質水）を混合した混合ガスを改質部２２に充填された触媒により改質して水素ガスと一酸化炭素ガスを生成している（いわゆる水蒸気改質反応）。これと同時に、水蒸気改質反応にて生成された一酸化炭素と水蒸気を水素ガスと二酸化炭素とに変成している（いわゆる一酸化炭素シフト反応）。これら生成されたガス（いわゆる改質ガス）はＣＯシフト部２３に導出される。なお、燃料は燃料供給手段である燃料ポンプＰ３によって改質部２２に供給されるようになっている。このポンプＰ３は制御装置９０によって制御されてその流量（送出量）が制御されるようになっている。

ＣＯシフト部２３は、この改質ガスに含まれる一酸化炭素と水蒸気をその内部に充填された触媒により反応させて水素ガスと二酸化炭素ガスとに変成している。これにより、改質ガスは一酸化炭素濃度が低減されてＣＯ選択酸化部２４に導出される。

ＣＯ選択酸化部２４は、改質ガスに残留している一酸化炭素と外部からさらに供給されたＣＯ酸化用の空気（エア）とをその内部に充填された触媒により反応させて二酸化炭素を生成している。これにより、改質ガスは一酸化炭素濃度がさらに低減されて（１０ｐｐｍ以下）燃料電池１０の燃料極１１に導出される。なお、ＣＯ酸化用の空気（エア）はＣＯ酸化用エア供給手段であるＣＯ酸化用エアポンプＰ４によってＣＯ選択酸化部２４に供給されるようになっている。このポンプＰ４は制御装置９０によって制御されてその流量（送出量）が制御されるようになっている。

蒸発器２５は、一端が貯水器５０内に配置され他端が改質部２２に接続された改質水供給管６８の途中に配設されている。改質水供給管６８には改質水ポンプ５３が設けられている。このポンプ５３は制御装置９０によって制御されており、貯水器５０内の改質水として使用する回収水を蒸発器２５に圧送している。蒸発器２５は例えばバーナ２１から排出される燃焼ガス、改質部２２、ＣＯシフト部２３などの熱によって加熱されており、これにより圧送された改質水を水蒸気化する。

改質器２０のＣＯ選択酸化部２４と燃料電池１０の燃料極１１とを連通する配管６４の途中には、凝縮器３０が設けられている。この凝縮器３０（図面上は分離しているが）は改質ガス用凝縮器３１、アノードオフガス用凝縮器３２、カソードオフガス用凝縮器３３および燃焼ガス用凝縮器３４が一体的に接続された一体構造体である。改質ガス用凝縮器３１は配管６４中を流れる燃料電池１０の燃料極１１に供給される改質ガス中の水蒸気を凝縮する。アノードオフガス用凝縮器３２は、燃料電池１０の燃料極１１と改質器２０のバーナ２１とを連通する配管６５の途中に設けられており、その配管６５中を流れる燃料電池１０の燃料極１１から排出されるアノードオフガス中の水蒸気を凝縮する。カソードオフガス用凝縮器３３は、排出管６２の加湿器１４の下流に設けられており、その排出管６２中を流れる燃料電池１０の空気極１２から排出されるカソードオフガス中の水蒸気を凝縮する。燃焼ガス用凝縮器３４は、バーナ２１の下流に設けられており、燃焼排ガスの顕熱とともに水蒸気を凝縮させた潜熱を回収する。

また、配管６４には、燃料電池１０の燃料極１１の入口付近に第７温度センサ６４ａが配設されており、第７温度センサ６４ａは、改質ガスの燃料電池１０の燃料極１１の入口温度Ｔ７を検出し、その検出結果を制御装置９０に出力するものである。

上述した凝縮器３１〜３４は配管６６を介して純水器４０に連通しており、各凝縮器３１〜３４にて凝縮された凝縮水は、純水器４０に導出され回収されるようになっている。純水器４０は、凝縮器３０から供給された凝縮水すなわち回収水を内蔵のイオン交換樹脂によって純水にするものであり、純水化した回収水を貯水器５０に導出するものである。なお、貯水器５０は純水器４０から導出された回収水を改質水として一時的に溜めておくものである。また、純水器４０には水道水供給源（例えば水道管）から供給される補給水（水道水）を導入する配管が接続されており、純水器４０内の貯水量が下限水位を下回ると水道水が供給されるようになっている。

燃料電池システムは、貯湯水を貯湯する貯湯槽７１と、貯湯水が循環する貯湯水循環回路７２と、燃料電池１０の排熱（燃料電池１０の発電で発生する排熱）を回収した第１熱媒体であるＦＣ冷却水が循環する第１熱媒体循環回路であるＦＣ冷却水循環回路７３と、貯湯水とＦＣ冷却水との間で熱交換が行われる第１熱交換器７４と、改質器２０の排熱およびカソードオフガスの排熱を回収した第２熱媒体である凝縮冷媒（凝縮器熱媒体）が循環する第２熱媒体循環回路である凝縮冷媒循環回路７５と、貯湯水と凝縮冷媒との間で熱交換が行われる第２熱交換器７６とが備えられている。これにより、燃料電池１０にて発生した排熱（熱エネルギー）は、ＦＣ冷却水に回収され、第１熱交換器７４を介して貯湯水に回収されて、この結果貯湯水を加熱（昇温）する。また、改質器２０にて発生した排熱（熱エネルギー）は、凝縮器３０を介して凝縮冷媒に回収され、第２熱交換器７６を介して貯湯水に回収されて、この結果貯湯水を加熱（昇温）する。なお、凝縮冷媒は、燃料電池１０から排出されるオフガスの排熱、改質器２０にて発生する排熱の少なくとも何れかを回収するのが望ましい。また、本明細書中および添付の図面中の「ＦＣ」は「燃料電池」の省略形として記載している。

貯湯槽７１は、１つの柱状容器を備えており、その内部に温水が層状に、すなわち上部の温度が最も高温であり下部にいくにしたがって低温となり下部の温度が最も低温であるように貯留されるようになっている。貯湯槽７１の柱状容器の下部には水道水などの水（低温の水）が補給され、貯湯槽７１に貯留された高温の温水が貯湯槽７１の柱状容器の上部から導出されるようになっている。また、貯湯槽７１は密閉式であり、水道水の圧力がそのまま内部、ひいては貯湯水循環回路７２にかかる形式のものである。

貯湯水循環回路７２の一端および他端は貯湯槽７１の下部および上部に接続されている。貯湯水循環回路７２上には、一端から他端に順番に貯湯水循環手段である貯湯水循環ポンプＰ５、第４温度センサ７２ａ、第２熱交換器７６、第５温度センサ７２ｂ、第１熱交換器７４および第６温度センサ７２ｃが配設されている。貯湯水循環ポンプＰ５は、貯湯槽７１の下部の貯湯水を吸い込んで貯湯水循環回路７２を通水させて貯湯槽７１の上部に吐出するものであり、制御装置９０によって制御されてその流量（送出量）が制御されるようになっている。第４〜第６温度センサ７２ａ〜７２ｃは、それぞれ貯湯水の貯湯槽７１の出口温度、貯湯水の第１熱交換器７４の入口温度、および貯湯水の第１熱交換器７４の出口温度を検出し、それら検出結果を制御装置９０に出力するものである。

ＦＣ冷却水循環回路７３上には、ＦＣ冷却水循環手段であるＦＣ冷却水循環ポンプＰ６が配設されており、このＦＣ冷却水循環ポンプＰ６は、制御装置９０によって制御されてその流量（送出量）が制御されるようになっている。また、ＦＣ冷却水循環回路７３上には、第１および第２温度センサ７３ａ，７３ｂが配設されており、第１および第２温度センサ７３ａ，７３ｂは、それぞれＦＣ冷却水の燃料電池１０の入口温度および出口温度を検出し、それら検出結果を制御装置９０に出力するものである。さらに、ＦＣ冷却水循環回路７３上には第１熱交換器７４が配設されている。

凝縮冷媒循環回路７５上には、凝縮冷媒循環手段である凝縮冷媒循環ポンプＰ７が配設されており、この凝縮冷媒循環ポンプＰ７は、制御装置９０によって制御されてその流量（送出量）が制御されるようになっている。また、凝縮冷媒循環回路７５上には、上流から順番にアノードオフガス用凝縮器３２、燃焼ガス用凝縮器３４、カソードオフガス用凝縮器３３および改質ガス用凝縮器３１が配設されている。また、凝縮冷媒循環回路７５上には、第３温度センサ７５ａが配設されており、第３温度センサ７５ａは、凝縮冷媒の改質ガス用凝縮器３１の出口温度を検出し、その検出結果を制御装置９０に出力するものである。さらに、凝縮冷媒循環回路７５上には第２熱交換器７６が配設されている。なお、各凝縮器３１〜３４の配置は上述した順番に限らないし、また、各凝縮器３１〜３４は一本の配管に直列に配置する場合に限らず、凝縮冷媒循環回路７５を複数に分岐して各分岐路に並列に配置するようにしてもよい。また、凝縮冷媒循環回路７５には、少なくとも改質ガス用凝縮器３１が配置されるようになっている。

また、凝縮冷媒循環回路７５には、第２熱交換器７６の直下流に凝縮冷媒を冷却する冷却手段であるラジエータ７７が配置されている。ラジエータ７７は、流体（凝縮冷媒）を冷却する冷却手段であり、制御装置９０の指令によってオン・オフ制御されており、オン状態のときには流体を冷却し、オフ状態のときには冷却しない。このラジエータ７７の冷却能力は、後述する第２マップに示す貯湯水の最高温度Ｔ_ｍａｘにおける燃料電池１０の発電出力に対する当該燃料電池システムの必要冷却能力の相関関係を示すグラフまたは演算式にて、貯湯槽７１の湯満水時の燃料電池１０の最低発電出力Ｅ１に相当する当該燃料電池システムの必要冷却能力Ｈ１である。なお、貯湯水の最高温度Ｔ_ｍａｘは、燃料電池１０の最大発熱温度（例えば６０〜７０℃）によって規定されるので、貯湯水温度はそれ以上となることはない。
また、凝縮冷媒循環回路７５には、インバータ４５が配置されており、インバータ４５が凝縮冷媒によって冷却されている。

さらに、燃料電池システムは、インバータ（電力変換器）４５を備えている。インバータ４５は、燃料電池１０の発電出力を交流電力に変換して送電線４６を介してユーザ先である電力使用場所４７に供給するものである。電力使用場所４７には、電灯、アイロン、テレビ、洗濯機、電気コタツ、電気カーペット、エアコン、冷蔵庫などの電気器具である負荷装置（図示省略）が設置されており、インバータ４５から供給される交流電力が必要に応じて負荷装置に供給されている。なお、インバータ４５と電力使用場所４７とを接続する送電線４６には電力会社の系統電源４８も接続されており（系統連系）、燃料電池１０の発電出力より負荷装置の総消費電力が上回った場合、その不足電力を系統電源１６から受電して補うようになっている。電力計４７ａは、ユーザ負荷電力（ユーザ消費電力）を検出するユーザ負荷電力検出手段であり、電力使用場所４７で使用される全ての負荷装置の合計消費電力を検出して、制御装置９０に送信するようになっている。

また、インバータ４５は、発電出力を降圧または昇圧して、その直流電力を燃料電池システムの構成部材である各ポンプＰ１〜Ｐ７，５３、各バルブ（図示省略）、バーナ２１の着火装置などの電気部品いわゆる補機に供給するようになっている。

また、上述した各温度センサ７３ａ，７３ｂ，７５ａ，７２ａ，７２ｂ，７２ｃ，６４ａ、各ポンプＰ１〜Ｐ７，５３および電力計４７ａは制御装置９０に接続されている（図２参照）。制御装置９０はマイクロコンピュータ（図示省略）を有しており、マイクロコンピュータは、バスを介してそれぞれ接続された入出力インターフェース、ＣＰＵ、ＲＡＭおよびＲＯＭ（いずれも図示省略）を備えている。ＣＰＵは、図５または図７および図８のフローチャートに対応したプログラムを実行して、各温度センサ７３ａ，７３ｂ，７５ａ，７２ａ，７２ｂ，７２ｃ，６４ａが検出した何れかの温度、電力計４７ａが検出したユーザ負荷電力に基づいて燃料電池１０の発電出力を制御している。ＲＡＭは同プログラムの実行に必要な変数を一時的に記憶するものであり、ＲＯＭは前記プログラムを記憶するものである。

さらに、制御装置９０には記憶装置９１が接続されており、この記憶装置９１は、図３に示す第１マップまたは演算式を記憶するものである。この第１マップまたは演算式は、貯湯槽出口温度検出手段である第４温度センサ７２ａによって検出された貯湯槽出口温度Ｔ４と、この貯湯槽出口温度Ｔ４と燃料電池１０の発電出力制限値ＥＬとの相関関係を示すものである。この第１マップまたは演算式から明らかなように貯湯槽出口温度Ｔ４と燃料電池１０の発電出力制限値ＥＬとは逆比例の関係にある。

この第１マップまたは演算式は、貯湯水の温度毎の燃料電池１０の発電出力に対する当該燃料電池システムの必要冷却能力の相関関係を示す第２マップまたは演算式と、ラジエータ７７の冷却能力と、に基づいて、貯湯水の各温度におけるラジエータ７７の冷却能力に相当する燃料電池１０の発電出力を導出することにより作成することができる。まず、第２マップまたは演算式を次のようにして作成する。図４に示すように、貯湯水循環回路７２を循環する貯湯水の温度を一定にしてＦＣ発電出力に対する燃料電池システムの必要冷却能力を計算あるいは計測して求める。これを所定の温度レンジにて変化させた場合、例えば貯湯槽７１の最高温度であるＴ_ｍａｘ、Ｔ_ｍａｘから所定温度ずつ低い温度Ｔ_{ｍａｘ−１}〜Ｔ_{ｍａｘ−４}の各温度にて、ＦＣ発電出力に対する燃料電池システムの必要冷却能力のグラフ（関数）を計算あるいは計測してそれぞれ求める。このようにして第２マップまたは演算式を作成することができる。一方、ラジエータ７７の冷却能力は、上述したように、貯湯水の最高温度Ｔ_ｍａｘにおける燃料電池１０の発電出力に対する当該燃料電池システムの必要冷却能力の相関関係を示すグラフまたは演算式にて、貯湯槽７１の湯満水時の燃料電池１０の最低発電出力Ｅ１に相当する当該燃料電池システムの必要冷却能力Ｈ１として規定されている。

したがって、先に算出した貯湯水の温度毎の燃料電池１０の発電出力に対する当該燃料電池システムの必要冷却能力の相関関係を示すグラフまたは演算式における、ラジエータ７７の冷却能力Ｅ１に相当する燃料電池１０の発電出力がＦＣ発電出力制限値ＥＬとして導出される。具体的には、例えば貯湯水の温度（すなわち貯湯槽の出口温度Ｔ４）がＴ_ｍａｘである場合には上述したようにＦＣ発電出力制限値ＥＬはＥ１であり、Ｔ_{ｍａｘ−１}である場合にはＦＣ発電出力制限値ＥＬはＥ２であり、Ｔ_{ｍａｘ−２}である場合にはＦＣ発電出力制限値ＥＬはＥ３であり、Ｔ_{ｍａｘ−３}である場合にはＦＣ発電出力制限値ＥＬはＥ４であり、Ｔ_{ｍａｘ−４}である場合にはＦＣ発電出力制限値ＥＬはＥ_ｍａｘである。なお、所定の温度レンジは貯湯槽の最高温度Ｔ_ｍａｘからＦＣ発電出力制限値ＥＬが燃料電池１０の最大発電出力Ｅ_ｍａｘとなる温度（本実施の形態においてはＴ_{ｍａｘ−４}）までの範囲である。

なお、上記図３，４の作成において、当該燃料電池システムの必要冷却能力Ｈ１の決定には夏場の外気温度の最も高温の場合を想定して行う。マップに関してはラジエータ７７の冷却冷媒のエア温度によりラジエータ放熱量が変わるため、外気温度等でマップを複数持つことでさらに効率化が図れる。

次に、上述した燃料電池システムにおいて熱回収効率の最適化の制御について説明する。まず、貯湯水循環ポンプＰ５は、ＦＣ冷却水ＦＣ入口温度Ｔ１が燃料電池の最適運転温度となるように流量制御されている。さらに、ＦＣ冷却水循環ポンプＰ６は、ＦＣ冷却水ＦＣ入口温度Ｔ１とＦＣ冷却水ＦＣ出口温度Ｔ２との温度差ΔＴが目標温度差ΔＴ＊（例えば３〜５℃）となるように流量制御されている。目標温度差ΔＴ＊は、燃料電池１０の改質ガス流路または空気流路内の水蒸気を最適加湿条件に維持することができるように設定されている。そして、凝縮冷媒循環ポンプＰ７は、凝縮冷媒のアノードオフガス（ＡＯＧ）凝縮器出口温度Ｔ３が目標温度Ｔ３＊（例えば５０〜６０℃）となるように流量制御されている。凝縮冷媒の改質ガス用凝縮器出口温度Ｔ３が高いほど第２熱交換７６における貯湯水の凝縮回収熱量の回収効率がよいので、目標温度Ｔ３＊は高く設定するのが望ましい。一方、凝縮冷媒の改質ガス用凝縮器出口温度Ｔ３が高くなると、改質ガス用凝縮器３１にて凝縮冷媒と熱交換する改質ガスの温度すなわち改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７の温度が高くなり、燃料電池１０の燃料極１１がフラッディングを発生する。したがって、目標温度Ｔ３＊はフラッディングが発生しない範囲内で、凝縮回収熱量の回収効率ができるだけよい温度に設定されている。

１ａ）第１制御例
以下、上述した燃料電池システムの第１制御例について図５および図６を参照して説明する。制御装置９０は、図示しない起動スイッチがオンされて燃料電池システムを起動して起動運転が完了し発電可能な定常運転となると、図５に示すプログラムを所定の短時間毎に実行する。制御装置９０は、ステップ１０２において、第４温度センサ７２ａによって貯湯水貯湯槽出口温度（貯湯槽出口温度）Ｔ４を検出する。そして、ステップ１０４において、ステップ１０２にて検出された貯湯槽出口温度Ｔ４と、この貯湯槽出口温度Ｔ４と燃料電池１０の発電出力制限値ＥＬとの相関関係を示す第１マップまたは演算式とに基づいて発電出力制限値ＥＬを導出する（第１発電出力制限値導出手段）。

制御装置９０は、ステップ１０６〜１１４において、第１発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値ＥＬに基づいて燃料電池１０の発電出力を制御する（第１発電制御手段）。具体的には、ステップ１０６において、電力計４７ａによってユーザ負荷電力を検出する（ユーザ負荷電力検出手段）。ステップ１０８において、ステップ１０６にて検出されたユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力ＥＵを、ユーザ負荷電力と発電出力の相関を示すマップまたは演算式に基づいて導出する（発電出力導出手段）。ステップ１１０において、ステップ１０４にて導出された発電出力制限値ＥＬがステップ１０８にて導出された発電出力ＥＵ以上であるか否かを判定する（判定手段）。ステップ１１２において、発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ以上であると判定された場合には、燃料電池１０の発電出力をユーザ負荷電力に追従するように制御する（追従制御手段）。また、ステップ１１４において、発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ未満であると判定された場合には、燃料電池１０の発電出力を発電出力制限値ＥＬに制限するように制御する（制限制御手段）。なお、前述した追従制御および制限制御のいずれの制御においても、燃焼効率等が考慮されて燃料電池１０の発電出力となるように燃料供給量、改質水供給量、燃焼用燃料供給量、燃焼用空気供給量およびＣＯ酸化用空気供給量が導出され、これら導出された供給量となるように燃料ポンプＰ３、改質水ポンプ５３、燃焼用燃料ポンプＰ１、燃焼用空気ポンプＰ２およびＣＯ酸化用ポンプＰ４の流量が制御装置９０によって制御されている。

このような制御によれば、貯湯槽出口温度Ｔ４が図６の上段に示すように変化した場合、発電出力制限値ＥＬは上述したステップ１０４の処理によって図６の中段に示すように貯湯槽出口温度Ｔ４と逆に変化する。一方、ユーザ負荷に基づく発電出力ＥＵが図６の中段に示すように変化した場合、時刻ｔ１１〜ｔ１２および時刻ｔ１３〜ｔ１４においては発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ未満であるので、発電出力が発電出力制限値ＥＬに制限され、それ以外の時間帯においては発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ以上であるので、発電出力が制限されることなくユーザ負荷電力に追従する追従制御が行われる（図６の下段）。

したがって、本第１制御例によれば、第１発電出力制限値導出手段が、第４温度センサ７２ａによって検出された貯湯槽出口温度Ｔ４と、この貯湯槽出口温度Ｔ４と燃料電池１０の発電出力制限値ＥＬとの相関関係を示す第１マップまたは演算式とに基づいて発電出力制限値ＥＬを導出し、第１発電制御手段が、第１発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値ＥＬに基づいて燃料電池１０の発電出力を制御する。これにより、燃料電池１０の発電中においては、その発電に伴って発生する燃料電池１０および改質器２０の排熱を回収して貯湯水が加熱されるが、貯湯槽７１が温度的に満水となった場合、貯湯槽出口温度Ｔ４に応じて燃料電池１０の発電出力が制限されるので、燃料電池１０からの発熱をできるだけ抑制して、発電出力、排熱利用のバランスを保ち、熱余り状態をできるだけ回避して燃料電池システムの運転を効率よく実施することができる。

また、第１発電制御手段において、ステップ１０８において、ステップ１０６にて検出されたユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力ＥＵを導出し、ステップ１１０において、ステップ１０４にて導出された発電出力制限値ＥＬがステップ１０８にて導出された発電出力ＥＵ以上であるか否かを判定し、ステップ１１２において、ステップ１１０にて発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ以上であると判定された場合には、燃料電池１０の発電出力をユーザ負荷電力に追従するように制御し、ステップ１１４において、ステップ１１０にて発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ未満であると判定された場合には、燃料電池１０の発電出力を発電出力制限値に制限するように制御する。これにより、ユーザ負荷電力検出手段によって検出されたユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力ＥＵと発電出力制限値ＥＬとに基づいて簡単かつ確実に燃料電池システムを安定運転することができる。

また、第１マップまたは演算式は、貯湯水の温度毎の燃料電池の発電出力に対する当該燃料電池システムの必要冷却能力の相関関係を示す第２マップまたは演算式と、改質器２０の排熱を回収した第２熱媒体が循環する第２熱媒体循環回路７５に設けられて第２熱媒体を冷却するラジエータ７７の冷却能力と、に基づいて、貯湯水の各温度におけるラジエータ７７の冷却能力に相当する燃料電池の発電出力を導出することにより作成されている。したがって、発電出力制限値ＥＬは貯湯槽出口温度Ｔ４およびラジエータ７７の冷却能力に基づいて導出されるため、燃料電池の発電出力はラジエータ７７の冷却能力も考慮されて決定されるので、発電出力、排熱利用のバランスをよりよく保ち、熱余り状態をできるだけ回避して燃料電池システムの運転を効率よく実施することができる。

また、ラジエータ７７の冷却能力は、第２マップまたは演算式による貯湯水の最高温度Ｔ_ｍａｘにおける燃料電池の発電出力に対する当該燃料電池システムの必要冷却能力の相関関係に基づいて、貯湯槽７１の湯満水時の燃料電池の最低発電出力に相当する当該燃料電池システムの必要冷却能力であるため、冷却能力を低く抑えたラジエータ７７を使用することができるので、ラジエータ７７のコンパクト化、ひいては燃料電池システム全体のコンパクト化を達成することができる。

１ｂ）第２制御例
以下、上述した燃料電池システムの第２制御例について図７〜図９を参照して説明する。制御装置９０は、図示しない起動スイッチがオンされて燃料電池システムを起動して起動運転が完了し発電可能な定常運転となり、燃料ガスＦＣ入口温度Ｔ７が所定温度Ｔａを超えると、図７に示すプログラムを所定時間ＴＭａ毎に実行する。制御装置９０は、ステップ２０２において、第７温度センサ６４ａによって燃料電池１０の燃料極入口に流入する燃料ガスの温度（燃料ガスＦＣ入口温度）Ｔ７を検出する。なお、燃料ガスＦＣ入口温度Ｔ７の代わりにこの燃料ガスの温度Ｔ７に相関するものの温度例えば凝縮冷媒の改質ガス用凝縮器３１の出口温度（凝縮冷媒改質ガス用凝縮器出口温度）Ｔ３を第３温度センサ７５ａによって検出するようにしてもよい。そして、その検出値を使用して以降の処理を実行するようにしてもよい。

そして、ステップ２０４において、ステップ２０２にて検出された燃料ガスＦＣ入口温度Ｔ７と、所定温度Ｔａとを比較し、その比較結果に基づいて燃料電池１０の発電出力制限値ＥＬを導出する（第２発電出力制限値導出手段）。具体的には、制御装置９０は、図８に示すサブルーチンを実行する。すなわち制御装置９０は、ステップ２０２にて検出された温度Ｔ７が所定温度Ｔａより大きい場合には、前回の発電出力制限値ＥＬから所定量ΔＥだけ減算して今回の発電出力制限値ＥＬ−Δを算出し（ステップ３０２，３０４）、所定温度Ｔａと同じである場合には、前回の発電出力制限値ＥＬを今回の発電出力制限値ＥＬとして算出し（ステップ３０２，３０６）、所定温度Ｔａより小さい場合には、前回の発電出力制限値ＥＬに所定量ΔＥだけ加算して今回の発電出力制限値ＥＬ＋Δを算出する（ステップ３０２，３０８）。そして、プログラムをステップ３１０に進めてサブルーチンの処理を終了し、ステップ２０６以降に進める。なお、ステップ３０２において、ステップ２０２にて検出された燃料ガスＦＣ入口温度Ｔ７と所定温度Ｔａを比較しているが、燃料ガスＦＣ入口温度Ｔ７と所定の温度範囲（不感帯）を比較するようにしてもよい。

所定温度Ｔａは、燃料電池１０の燃料極１１がフラッディングとならない温度に規定されているので、フラッディングによって燃料電池の発電低下、停止を確実に防止して燃料電池システムを安定運転することができる。

制御装置９０は、ステップ２０６〜２１４において、第２発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値ＥＬに基づいて燃料電池１０の発電出力を制御する（第２発電制御手段）。具体的には、ステップ２０６において、電力計４７ａによってユーザ負荷電力を検出する（ユーザ負荷電力検出手段）。ステップ２０８において、ステップ２０６にて検出されたユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力ＥＵを、ユーザ負荷電力と発電出力の相関を示すマップまたは演算式に基づいて導出する（発電出力導出手段）。ステップ２１０において、ステップ２０４にて導出された発電出力制限値ＥＬがステップ２０８にて導出された発電出力ＥＵ以上であるか否かを判定する（判定手段）。ステップ２１２において、発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ以上であると判定された場合には、燃料電池１０の発電出力をユーザ負荷電力に追従するように制御する（追従制御手段）。また、ステップ２１４において、発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ未満であると判定された場合には、燃料電池１０の発電出力を発電出力制限値ＥＬに制限するように制御する（制限制御手段）。

そして、制御装置９０は、追従制御または制限制御を行いながらステップ２１６にて所定時間ＴＭａが経過するのを待ってプログラムをステップ２１８に進めて一旦終了する。これにより、ステップ２１２または２１４にて決定した制御を所定時間ＴＭａだけ実行した後、再びステップ２０２以降の処理を実行することになる。

このような制御によれば、貯湯槽出口温度Ｔ４がユーザ要求による燃料電池１０の発電に伴う熱エネルギーよって図９の上段に示すように上昇した場合、第２熱交換器７６において凝縮冷媒が冷却できなくなり凝縮冷媒温度が上昇する。これに伴って改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７も上昇を開始する（時刻ｔ２１）。なお、時刻ｔ２１までの改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７は所定温度Ｔａに維持されているものとする。また、時刻ｔ２１までは燃料電池１０の発電出力は制限されておらず最大発電出力まで発電可能であるとする。

時刻ｔ２１にて改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７が所定温度Ｔａより大となると、図９の中段に示すように、再び改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７が所定温度Ｔａ以下となるまで（時刻ｔ２５）、発電出力制限値ＥＬは徐々に小さくなる（ステップ２０２、２０４、３０２、３０４、３１０、２０６〜２１８）。これと同時に、発電出力制限値ＥＬとユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力ＥＵとを比較して追従制御とするか制限制御とするかが決定されその制御が実行される。発電出力制限値ＥＬが徐々に小さくなる範囲内で追従制御も実行されるので、いずれにしても燃料電池１０の発電出力（発電出力最大値）は抑制され、燃料電池１０からの発熱が抑制され、ラジエータ７７の負荷が小さくなり冷却能力に余裕ができれば凝縮冷媒を冷却でき、ひいては改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７を小さくすることができる。

これにより、改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７はｔ２５にて所定温度Ｔａに到達する。時刻ｔ２１〜ｔ２５において、ユーザ負荷に基づく発電出力ＥＵが図９の中段に示すように変化した場合、時刻ｔ２１〜ｔ２２および時刻ｔ２３〜ｔ２４においては発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ未満であるので、発電出力が発電出力制限値ＥＬに制限され、それ以外の時間帯においては発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ以上であるので、発電出力が制限されることなくユーザ負荷電力に追従する追従制御が行われる（図９の下段）。

また、貯湯水が使用されるなどして時刻ｔ２９にて改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７が所定温度Ｔａより小さくなると、図９の中段に示すように、再び改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７が所定温度Ｔａ以上となるまで（時刻ｔ３１）、発電出力制限値ＥＬは徐々に大きくなる（ステップ２０２、２０４、３０２、３０８、３１０、２０６〜２１８）。これと同時に、発電出力制限値ＥＬとユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力ＥＵとを比較して追従制御とするか制限制御とするかが決定されその制御が実行される。発電出力制限値ＥＬが徐々に大きくなる範囲内で追従制御も実行されるので、いずれにしても燃料電池１０の発電出力（発電出力最大値）は増加され、燃料電池１０からの発熱が増大し、凝縮冷媒を昇温し、ひいては改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７を昇温することができる。

これにより、改質ガスＦＣ入口温度Ｔ７はｔ３１にて所定温度Ｔａに到達する。時刻ｔ２９〜ｔ３１において、ユーザ負荷に基づく発電出力ＥＵが図９の中段に示すように変化した場合、時刻ｔ２９〜ｔ３０においては発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ未満であるので、発電出力が発電出力制限値ＥＬに制限され、それ以外の時間帯においては発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ以上であるので、発電出力が制限されることなくユーザ負荷電力に追従する追従制御が行われる（図９の下段）。

したがって、本第２制御例によれば、第２発電出力制限値導出手段が、第７温度センサ６４ａによって検出された燃料ガス燃料電池入口温度Ｔ７またはこの燃料ガスの温度に相関するものの温度と所定温度Ｔａとを比較し、その比較結果に基づいて燃料電池の発電出力制限値を導出し、第２発電制御手段が、第２発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値ＥＬに基づいて燃料電池１０の発電出力を制御する。これにより、燃料電池１０の発電中においては、その発電に伴って発生する燃料電池１０および改質器２０の排熱を回収して貯湯水が加熱されるが、貯湯槽７１が温度的に満水となった場合、燃料ガス燃料電池入口温度Ｔ７またはこの燃料ガスの温度に相関するものの温度Ｔ３に応じて燃料電池１０の発電出力が制限されるので、燃料電池１０からの発熱をできるだけ抑制して、発電出力、排熱利用のバランスを保ち、熱余り状態をできるだけ回避して燃料電池システムの運転を効率よく実施することができる。

また、第２発電出力制限値導出手段は、第７温度センサ６４ａによって検出された燃料ガス燃料電池入口温度Ｔ７が所定温度Ｔａより大きい場合には、前回の発電出力制限値ＥＬから所定量ΔＥだけ減算して今回の発電出力制限値ＥＬ−ΔＥを算出し、所定温度Ｔａより小さい場合には、前回の発電出力制限値ＥＬから所定量ΔＥだけ加算して今回の発電出力制限値ＥＬ＋ΔＥを算出する。これにより、燃料ガス燃料電池入口温度Ｔ７またはこの燃料ガスの温度に相関するものの温度に基づいて容易かつ的確に発電出力制限値ＥＬを算出することができる。

また、第２発電制御手段において、ステップ２０８において、ステップ２０６にて検出されたユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力を導出し、ステップ２１０において、ステップ２０４にて導出された発電出力制限値ＥＬが、ステップ２０８にて導出された発電出力ＥＵ以上であるか否かを判定し、ステップ２１２において、ステップ２１０にて発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ以上であると判定された場合には、燃料電池１０の発電出力をユーザ負荷電力に追従するように制御し、ステップ２１４において、ステップ２１０にて発電出力制限値ＥＬが発電出力ＥＵ未満であると判定された場合には、燃料電池１０の発電出力を発電出力制限値ＥＬに制限するように制御する。これにより、ユーザ負荷電力検出手段によって検出されたユーザ負荷電力に応じた燃料電池の発電出力ＥＵと発電出力制限値ＥＬとに基づいて簡単かつ確実に燃料電池システムを安定運転することができる。

また、燃料ガス燃料電池入口温度検出手段、第２発電出力制限値導出手段、および第２発電制御手段による各処理は、燃料ガスの応答性を考慮して設定された所定時間ＴＭａ毎に繰り返し実行されるので、的確な時間に制御処理を実行することができる。また、より緻密に制御処理を実行することができる。

２）第２の実施の形態
次に、本発明による燃料電池システムの第２の実施の形態について説明する。図１０は第２の実施の形態にかかる燃料電池システムのうち貯湯水循環回路７２、ＦＣ冷却水循環回路７３および凝縮冷媒循環回路７５の周辺の概要を示す概要図である。上述した第１の実施の形態においては、一本の貯湯水循環回路７２に第１および第２熱交換器７４，７６を直列に配置するようにしたが、図１０に示すように本第２実施の形態においては、貯湯水循環回路７２に分岐管７８を設け、第１および第２熱交換器７４，７６のうちいずれか一方（本実施の形態においては第１熱交換器７４）を分岐管７８に配置するとともに他方を貯湯水循環回路７２に配置するようにしたものである。すなわち、貯湯水循環回路７２およびＦＣ冷却水循環回路７３がパラレルに配置されている。なお、第１の実施の形態と同一の構成部材については同一符号を付してその説明を省略する。分岐管７８にはポンプＰ８が設けられており、貯湯水循環ポンプＰ５とポンプＰ８を協働させて第１および第２熱交換器７４，７６に供給する流量を制御している。また、この第２の実施の形態においても、上述した第１および第２制御例の制御が実施されている。

なお、上述した各実施の形態において、ポンプのうち気体を送出するポンプはブロワに置き換え可能である。

１０…燃料電池、１１…燃料極、１２…空気極、２０…改質器、２１…バーナ、２２…改質部、２３…一酸化炭素シフト反応部（ＣＯシフト部）、２４…一酸化炭素選択酸化反応部（ＣＯ選択酸化部）、２５…蒸発器、３０…凝縮器、３１…改質ガス用凝縮器、３２…アノードオフガス用凝縮器、３３…カソードオフガス用凝縮器、３４…燃焼ガス用凝縮器、４０…純水器、４５…インバータ、４６…送電線，４７…電力使用場所、４７ａ…電力計、４８…系統電源、５０…貯水器、５３…改質水ポンプ、６１〜６６…配管、６８…改質水供給管、７１…貯湯槽、７２…貯湯水循環回路、７３…ＦＣ冷却水循環回路、７４…第１熱交換器、７５…凝縮冷媒循環回路、７６…第２熱交換器、７７…ラジエータ、７８…分岐管、Ｐ１〜Ｐ８，５３…ポンプ、７３ａ，７３ｂ，７５ａ，７２ａ，７２ｂ，７２ｃ，６４ａ…第１〜第７温度センサ、９０…制御装置。

Claims (3)

1. 燃料電池と、該燃料電池の燃料極へ供給する燃料ガスを生成する改質器と、
   貯湯水を貯湯する貯湯槽と、前記貯湯水が循環する貯湯水循環回路と、を備え、
   前記貯湯水循環回路上において前記燃料電池および改質器にて発生する排熱を回収して前記貯湯水を加熱する燃料電池システムにおいて、
   前記燃料電池の入口に流入する燃料ガスの温度または該燃料ガスの温度に相関するものの温度を検出する燃料ガス燃料電池入口温度検出手段と、
   該燃料ガス燃料電池入口温度検出手段によって検出された温度と所定温度とを比較し、その比較結果に基づいて前記燃料電池の発電出力制限値を導出する第２発電出力制限値導出手段と、
   該第２発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値に基づいて前記燃料電池の発電出力を制御する第２発電制御手段を備えたことを特徴とする燃料電池システム。
2. 請求項１において、前記第２発電出力制限値導出手段は、前記温度が前記所定温度より大きい場合には、前回の発電出力制限値から所定量だけ減算して今回の発電出力制限値を算出し、前記温度が前記所定温度より小さい場合には、前回の発電出力制限値から所定量だけ加算して今回の発電出力制限値を算出することを特徴とする燃料電池システム。
3. 請求項１または請求項２において、前記第２発電制御手段は、
   ユーザ負荷電力を検出するユーザ負荷電力検出手段と、
   該ユーザ負荷電力検出手段によって検出されたユーザ負荷電力に応じた前記燃料電池の発電出力を導出する発電出力導出手段と、
   前記第２発電出力制限値導出手段によって導出された発電出力制限値が、前記発電出力導出手段によって導出された発電出力以上であるか否かを判定する判定手段と、
   前記判定手段によって前記発電出力制限値が前記発電出力未満であると判定された場合には、前記燃料電池の発電出力を前記発電出力制限値に制限するように制御する制限制御手段と、を備えたことを特徴とする燃料電池システム。

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