JP2011054515A - 純水素型燃料電池システム - Google Patents

Abstract

【課題】熱供給不足となる可能性を低減する。
【解決手段】外部の水素供給源４４から純水素を供給されて電気および熱を外部に供給する純水素型燃料電池システムに、燃料電池本体２と、水素供給源４４から燃料電池本体２に延びる水素供給配管４５と、貯湯槽３２と、貯湯槽３２に熱を供給する排熱回収水ライン４６と、排熱回収水ライン４６を流れる水に燃料電池本体２で発生した熱を伝達する冷却水熱交換器６と、貯湯槽３２に貯えられた水を外部に供給する給湯配管３５，３６と、水素を燃焼させる燃焼器５と、水素供給源４４から燃焼器５に延びる燃料極バイパス配管２３と、給湯配管３５，３６を流れる水に燃焼器５の排ガスの熱を伝達する給湯加熱用熱交換器２２と、を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、外部の水素供給源から純水素を供給されて電気および熱を外部に供給する純水素型燃料電池システムに関する。

燃料電池発電システムでは、燃料である水素と酸化剤である酸素とを電気化学的に反応させて直接電気を取り出す。この燃料電池発電システムは、高い効率で電気エネルギーを取り出すことができるとともに、静かで有害な排ガスを出さないという環境性に優れた特徴を有する。最近では小型のＰＥＦＣ（固体高分子形燃料電池）の開発が加速し、家庭用燃料電池発電システムの販売が開始された。この家庭用あるいは小規模事業用向けの比較的小型の燃料電池発電システムは、電力と発電に伴う排熱を供給する熱電併給、いわゆるコージェネレーション装置として使用される。

現在は、燃料供給基盤の制約より、都市ガスやＬＰガス、灯油などの炭化水素系燃料により発電する燃料電池発電システムを中心に開発、商品化が進められている。将来的には水素供給基盤の整備が計画されており、水素循環型の社会が到来すると考えられ、燃料電池発電システムは水素循環型社会の重要な構成要素となることが期待されている。すなわち純水素を燃料とする純水素型の燃料電池発電システムが、家庭のあるいは小規模事業者のエネルギーを供給するようになる。

家庭用あるいは小規模事業用向けの燃料電池発電システムは、電力と発電に伴う排熱を供給する熱電併給、いわゆるコージェネレーションシステムとして使用される。このようなコージェネレーションシステムにおいて、発電に伴う排熱は、貯湯タンクに蓄え、給湯や暖房に使用される。さらに、たとえば特許文献１には、アノード排ガスとカソード排ガスをボイラーで燃焼させ、貯湯タンクに熱回収するシステムが開示されている。また、都市ガスやＬＰガス、灯油などの炭化水素系燃料により発電する燃料電池発電システムにおいて、貯湯タンクに蓄えられている排熱量が不足している場合には、補助熱源器として備えているバックアップボイラーに炭化水素系燃料を供給して、不足する熱を補う方法が一般的である。

特開２００６−７３４１７号公報

水素循環型社会においては、バックアップボイラーに供給する炭化水素系燃料がない場合が考えられる。このような場合、コージェネレーションシステムとして使用される燃料電池発電システムにおいて貯湯タンクに蓄えられている排熱量が不足している場合でも、炭化水素系燃料をバックアップボイラーで燃焼させて不足分の熱を発生させることができない。

そこで、本発明は、純水素型燃料電池システムにおいて、熱供給不足となる可能性を低減することを目的とする。

上述の目的を達成するため、本発明は、外部の水素供給源から純水素を供給されて電気および熱を外部に供給する純水素型燃料電池システムにおいて、燃料電池本体と、前記水素供給源から前記燃料電池本体に延びる水素供給配管と、貯湯槽と、前記貯湯槽に熱を供給する排熱回収水ラインと、前記排熱回収水ラインを流れる水に前記燃料電池本体で発生した熱を伝達する冷却水熱交換器と、前記貯湯槽に貯えられた水を外部に供給する給湯配管と、水素を燃焼させる燃焼器と、前記水素供給源から前記燃焼器に延びる燃料極バイパス配管と、前記給湯配管を流れる水に前記燃焼器の排ガスの熱を伝達する給湯加熱用熱交換器と、を有することを特徴とする。

本発明によれば、純水素型燃料電池システムにおいて、熱供給不足となる可能性を低減することができる。

本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの第１の実施の形態におけるブロック図である。 本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの第２の実施の形態におけるブロック図である。 本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの第３の実施の形態におけるブロック図である。 本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの第４の実施の形態におけるブロック図である。 本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの第５の実施の形態におけるブロック図である。

本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの実施の形態を、図面を参照して説明する。なお、同一または類似の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

［第１の実施の形態］
図１は、本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの第１の実施の形態におけるブロック図である。図中の符号Ａで示す２箇所は、互いに接続されている。図中の符号Ｂで示す２箇所は、互いに接続されている。

この純水素型燃料電池発電システムは、外部の水素供給源４４から純水素を供給されて発電する。ここで純水素とは実質的に水素（Ｈ_２）からなる気体であり、不可避的に含まれる不純物を含んでいてもよい。純水素は、パイプラインを介して、あるいは水素の貯蔵設備から供給される。純水素は、複数の純水素型燃料電池システムに対して設けられる中央設置燃料処理装置などから供給されてもよい。

純水素型燃料電池発電システムは、燃料電池パッケージ１および貯湯ユニットパッケージ３１を有している。燃料電池パッケージ１は、純水素の供給を受けて発電する。貯湯ユニットパッケージ３１は、燃料電池パッケージ１の排熱を回収し、蓄熱し、蓄えた熱を湯の供給などによって外部に供給する。

燃料電池パッケージ１は、燃料電池本体２、燃焼器５および凝縮器８を有している。燃料電池本体２は、燃料極４１、空気極４２を有している。燃料電池本体２には、冷却流路４３が形成されている。燃料極４１は、外部の水素供給源４４に水素供給配管４５を介して接続されている。燃料極４１の入口側には、燃料極入口遮断弁１１が設けられている。外部の水素供給源４４、つまり燃料極入口遮断弁１１よりも上流側と、燃料極排気流量調整弁１５の下流側との間には、燃料極バイパス配管２３が延びている。燃料極バイパス配管２３の途中には、燃料極バイパス遮断弁２４および燃料極バイパス配管流量固定オリフィス２５が設けられている。

空気極４２の入口側には、空気供給配管４７が接続されている。空気供給配管４７の空気極４２に対して反対側の端部は、空気フィルター３を介して大気と連通している。空気供給配管４７の空気フィルター３と空気極４２との間には、ブロワ４が設けられている。ブロワ４と空気極４２との間には、空気極入口遮断弁１３が設けられている。

空気供給配管４７には、ブロワ４よりも下流側でから分岐して空気極４２をバイパスして延びる空気極バイパス配管４８が接続されている。空気極バイパス配管４８は、空気極出口遮断弁１４の下流側に接続されている。空気極バイパス配管４８の途中には、空気極バイパス遮断弁２８が設けられている。

燃焼器５の入口側は、燃料極４１の出口側および空気極４２の出口側と接続されている。また、燃焼器５の入口側は、燃料極バイパス配管２３とも接続されている。燃料極４１と燃焼器５との間には、燃料極出口遮断弁１２および燃料極排気流量調整弁１５が設けられている。空気極４２と燃焼器５との間には、空気極出口遮断弁１４が設けられている。

燃焼器５の出口側は、燃焼排ガス熱交換器７および給湯加熱用熱交換器２２のいずれも高温側を介して凝縮器８に接続されている。燃焼排ガス熱交換器７および給湯加熱用熱交換器２２は、並列に設けられている。燃焼排ガス熱交換器７の高温側と凝縮器８との間には、第１燃焼排ガス遮断弁２０が設けられている。給湯加熱用熱交換器２２の高温側と凝縮器８との間には、第２燃焼排ガス遮断弁２１が設けられている。凝縮器８には、排気管も取り付けられている。

第１燃焼排ガス遮断弁２０および第２燃焼排ガス遮断弁２１は、それらの開閉によって燃焼器５の排ガスが燃焼排ガス熱交換器７および給湯加熱用熱交換器２２のいずれに流れるかを変化させる切替手段である。このような２つの弁を用いる代わりに、燃焼器５の出口側から延びる配管の分岐部に設けた切替弁を用いてもよい。

凝縮器８には、冷却水を貯える部分が形成されている。凝縮器８に貯えられた冷却水は、電池冷却水ポンプ１０で燃料電池本体２の冷却流路４３に送出される。冷却流路４３を通過した冷却水は、冷却水熱交換器６の高温側を通過し、再び凝縮器８の冷却水を貯える部分に戻る。

貯湯ユニットパッケージ３１は、貯湯槽３２を有している。貯湯槽３２には、市水が供給される。貯湯槽３２に貯えられた水は、排熱回収水ポンプ９で送出され、凝縮器８の低温側、冷却水熱交換器６の低温側、燃焼排ガス熱交換器７の低温側を順次通過して再び貯湯槽３２に戻される。このようにして、貯湯槽３２に貯えられた水は排熱回収水ライン４６を循環し、排熱回収水ライン４６によって貯湯槽３２に熱が供給される。

また、貯湯槽３２には、給湯加熱用熱交換器２２の低温側の入口まで延びる第１給湯配管３５が接続されている。第１給湯配管３５の貯湯槽３２と給湯加熱用熱交換器２２との間には、排熱回収水温度計３７が取り付けられている。給湯加熱用熱交換器２２の低温側の出口からは、外部へ湯を供給する第２給湯配管３６が延びている。第２給湯配管３６の途中には、給湯水温度調整三方弁３４が設けられている。給湯水温度調整三方弁３４には市水も接続されていて、第２給湯配管３６を流れる給湯加熱用熱交換器２２で加温された湯と市水との混合比を変化させることによって、外部へ供給される湯の温度を調整できるようになっている。

第１給湯配管３５には、その内部を流れる水の温度を測定する排熱回収水温度計３７が取り付けられている。排熱回収水温度計３７で測定された温度は、制御器５１に伝達される。制御器５１は、第１給湯配管３５を流れる水の温度に基づいて燃料極バイパス遮断弁２４を制御する。

なお、燃焼器５は、燃料電池パッケージ１内に設けられているが、貯湯ユニットパッケージ３１内に設置してもよい。あるいは、燃料電池パッケージ１と貯湯ユニットパッケージ３１を一体化してもよい。

燃料電池パッケージ１に供給された純水素は、燃料電池本体２へ供給される。燃料電池本体２に供給された純水素の一部は、発電反応で消費される。燃料極４１からは燃料極排気流量調整弁１５により設定された流量が排出され燃焼器５へ供給される。

燃料電池本体２の空気極４２へは、空気フィルター３にて不純物や粉塵を取り除いた空気がブロワ４により供給される。空気極４２への空気流量は、ブロワ４の可変速制御あるいは流量調整弁などにより調整可能であり、その流量は燃料電池本体２の発電量の関数として決定される。燃料電池本体２で発生した熱は、電池冷却水ポンプ１０によって燃料電池本体２に供給する冷却水が燃料電池本体２の冷却流路４３を通過する間に冷却水に回収される。

燃料極排気流量調整弁１５により流量調整された燃料極４１の排気と空気極４２の排気とは、予混合され、燃焼器５に供給される。燃料極４１の排気は、燃焼器５により燃焼されて高温の燃焼ガスとなる。この高温のガスは、燃焼排ガス熱交換器７で貯湯槽から送出された水を加熱する。さらに、燃焼排ガス熱交換器７から流れ出たガスは、凝縮器８に送られる。凝縮器８に送られたガス中の水分は、凝縮されて凝縮器８中に冷却水として貯えられる。水分が凝縮されたガスは、低温の排気として燃料電池パッケージ１外へ排出される。

燃料電池発電システムの熱利用は、貯湯槽３２に貯えられた排熱回収水を外部へ供給することによって行われる。貯湯槽３２から排熱回収水ポンプ９で送出された排熱回収水は、冷却水熱交換器６で冷却水と熱交換して加温される。さらに、排熱回収水は、燃焼排ガス熱交換器７に送出されて熱回収する。燃焼排ガス熱交換器７で熱回収した排熱回収水は、貯湯槽３２に戻る。このようにして、排熱回収水は、燃料電池パッケージ１と貯湯ユニットパッケージ３１内に設置される貯湯槽３２を結ぶ排熱回収水ライン４６を循環する。

給湯が要求されると、貯湯槽３２に蓄えられた排熱回収水が市水の圧力によって給湯配管３５，３６を通じて給水温度調整三方弁３４に送られる。給湯配管３５，３６を通じて送出された排熱回収水は、市水と給湯水温度調整三方弁３４で混合され、家庭内で利用される給湯温度に調整された後に給湯として利用される。

この際、貯湯槽３２に十分に高い温度の湯が蓄えられていれば、第２燃焼排ガス遮断弁２１は閉じたままの状態とする。その結果、貯湯槽３２に蓄えられ、給湯配管３５，３６を通じて送出された湯は、ほとんどそのままの温度で、給水温度調整三方弁３４に送られる。

一方、貯湯槽３２に蓄えられた排熱回収水の温度が要求される給湯温度よりも低い場合には、急速な加熱が必要である。そこで、貯湯槽３２から外部に供給される湯すなわち排熱回収水の温度を検知する排熱回収水温度計３７が、たとえば家庭内に設置される給湯用リモコンなどによって設定された給湯温度設定値よりも低い温度を検知した場合、第２燃焼排ガス遮断弁２１を開ける。これにより、燃焼器５からの燃焼排ガスが給湯加熱用熱交換器２２に導かれる。第１給湯配管３５を通じて貯湯槽３２から送出された排熱回収水は、給湯加熱用熱交換器２２で燃焼器５からの燃焼排ガスと熱交換することにより、急速に加熱される。その結果、貯湯槽３２から送出されて給湯加熱用熱交換器２２を通過した排熱回収水は、ほとんど時間遅れなく、給湯温度以上に加温される。給湯加熱用熱交換器２２で給湯温度以上に加温された湯は、第２給湯配管３６を通じて給水温度調整三方弁３４に送られる。

このようにして、貯湯槽３２に蓄えられた排熱回収水の温度が要求される給湯温度よりも低い場合であっても、ほとんど時間遅れなく、要求される温度の湯を外部に供給することができる。さらに、第２燃焼排ガス遮断弁２１を開ける際に、第１燃焼排ガス遮断弁２０を閉じると、給湯加熱用熱交換器２２に流れる燃焼排ガスの量が多くなるため、より急速に排熱回収水を加温することができる。

急速に増大した熱需要に対して燃焼器５での発熱量を増大させたとしても、排熱回収水ライン４６を流れる水だけを加熱した場合には、加熱された水は貯湯槽３２に戻って、温度の低い水と混合されてしまう。その結果、熱需要に対応できない可能性がある。しかし、本実施の形態のように、排熱回収水ライン４６を流れる水を加熱する燃焼排ガス熱交換器７とは独立して給湯加熱用熱交換器２２を設けることにより、外部に供給する排熱回収水の温度が所定の温度以下の場合、急速にその温度を高めることができる。つまり、給湯に必要な給湯水温度を、維持することができる。

さらに、外部の給湯負荷によっては、燃焼器５での燃焼熱量を増やす必要がある。この場合には、燃料極４１をバイパスする燃料極バイパス配管２３に設置される燃料極バイパス遮断弁２４を開とし、純水素を直接、燃焼器５に供給する。その結果、燃焼器５での燃焼熱量を増加させ、給湯加熱用熱交換器２２での排熱回収水の温度上昇が増加する。

燃焼器５に供給される純水素の流量は、燃料電池パッケージ１に供給される水素供給源４４の圧力と燃料極バイパス配管流量固定オリフィス２５の圧力損失とにより決定される。燃料極バイパス配管２３に燃料用ブロワ（図示せず）もしくは原燃料流量調整弁（図示せず）を設置し、燃焼器５に供給する原燃料流量を調整してもよい。

燃料極バイパス配管２３を設けないとすると、燃料極排気流量調整弁１５で燃料極４１に流れる水素流量を調整して、燃料極４１の排ガスに含まれる水素量を調整する必要がある。しかし、弁で適切に調整できる流量は、所定の範囲に限られる。また、発電停止中に燃料極４１に水素を流すと、燃料電池本体２の内部が乾燥する場合がある。これを防止するため冷却水を流すなどの措置をとると、電力を消費し、エネルギー効率が低下してしまう。本実施の形態では、燃料極バイパス配管２３を設けることにより、これらの問題を回避している。

また、制御器５１は、家庭などの給湯負荷パターンデータを蓄積しておいてもよい。このデータを蓄積しておくことにより、制御器５１は、常時、必要貯湯槽蓄熱量を推定することができる。制御器５１は、給湯負荷パターンデータから推定された必要貯湯槽蓄熱量を貯湯槽３２に蓄えられた実貯湯槽蓄熱量と比較することにより、実貯湯槽蓄熱量が必要貯湯槽蓄熱量より少ない場合や、貯湯槽３２から排出される排熱回収水の加温に必要な熱量が少ないと判断した場合に、燃焼熱量を増やすことができる。その結果、より安定して、外部への給湯に必要な給湯水温度を維持することが可能となる。

貯湯槽３２に蓄えられた実貯湯槽蓄熱量が外部の給湯負荷に対して十分である場合、もしくは外部の給湯負荷がない場合は、第１燃焼排ガス遮断弁２０を開けて、第２燃焼排ガス遮断弁２１を閉じる。これにより、燃焼器５で発生する熱を貯湯槽３２に蓄えることができる。

また、純水素型燃料電池発電システムの停止中は、燃料極４１の上流側および下流側に設けられた燃料極入口遮断弁１１および燃料極出口遮断弁１２、並びに、空気極４２の上流側および下流側に設けられた空気極入口遮断弁１３および空気極出口遮断弁１４を閉とする。これにより、燃料極４１および空気極４２への空気の混入を防ぐことができる。

発電中に、燃料極バイパス遮断弁２４を開とし、水素を燃焼器５に供給することにより燃焼熱量を増加させる場合、水素、燃料極４１の排気および空気極４２の排気が予混合され、燃焼器５に導入される。しかし、燃焼器５に導入される水素流量に対して、空気極４２の排気中に含まれる酸素量が不足すると、不完全燃焼を起す可能性がある。このような場合には、空気極バイパス遮断弁２８を開けて、燃焼器５に供給する空気流量を増やすことによって、酸素の不足を回避することができる。

また、燃焼器５の燃焼温度が高くなり、燃焼器５の耐熱温度を超える場合がある。たとえば、燃焼器５に導入される水素と空気の混合流体が理論空燃比の場合、理論断熱燃焼温度は２０００℃以上となる。そこで、燃焼器５の温度を監視し、その温度が所定の値以上となった場合は、ブロワ４の回転数を上げるとともに、空気極バイパス遮断弁２８を開けて、燃焼器５に供給する空気流量を増やす。これにより、燃焼器５での燃焼温度を所定の温度に維持することができる。

このように、空気極バイパス配管４８および空気極バイパス遮断弁２８を設けることにより、燃焼器５に供給する原燃料水素流量を増やす場合に、燃焼器５に供給する空気流量を調整することが可能となり、安定した水素燃焼が可能となる。また、さらに燃料極バイパス配管２３および空気極バイパス配管４８を設けることにより、発電停止中も、燃料極４１および空気極４２をバイパスして、原燃料および空気を燃焼器５に供給することが可能となる。したがって、発電停止中も、外部への給湯に必要な給湯水温度を維持することが可能となる。

このような純水素型燃料電池システムを用いると、外部の給湯負荷に応じて、燃焼器５で発生する熱を貯湯槽３２に蓄える運用と、貯湯槽３２から排出される給湯水の加温に用いる運用とを切り替えることができる。したがって、都市ガスやＬＰガス、灯油などの炭化水素系燃料の供給がない場合であっても、安定して外部への給湯に必要な給湯水温度を維持することができる。その結果、炭化水素系燃料を燃焼させる補助熱源器が不要となり、純水素型燃料電池発電システムのコスト低減に寄与する。さらに、都市ガスやＬＰガス、灯油などのインフラ設備が不要であるから、インフラ設備費のコスト低減となる。

また、給湯加熱用熱交換器２２の下流の第２給湯配管３６の途中に、たとえば太陽光発電装置から電力を供給される電気ヒータを設けてもよい。この場合、太陽光発電装置での発電量が電力需要よりも大きい場合には、余分な電力によって外部へ供給する湯の温度を上昇させることができるため、水素の消費量を低減することができる。つまり、同一の電力需要および熱需要に対して、システム全体としてのエネルギー消費量を低減し、省エネルギー化を図ることができる。太陽光発電装置に代えて、燃料電池本体２が発電した電力を蓄える蓄電池を設けてもよい。

このように、本実施の形態の純水素型燃料電池システムは、熱供給不足となる可能性が低い。

［第２の実施の形態］
図２は、本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの第２の実施の形態におけるブロック図である。図中の符号Ａで示す２箇所は、互いに接続されている。図中の符号Ｂで示す２箇所は、互いに接続されている。

本実施の形態の純水素型燃料電池発電システムは、第１の実施の形態から空気極バイパス配管４８および空気極バイパス遮断弁２８（図１参照）を削除し、燃焼空気供給ブロワ２６を追加したものである。燃焼空気供給ブロワ２６は、燃焼器５の入口側に空気を送出する。

ブロワは、最大流量に対して低い流量では、不安定になる場合がある。このため、ブロワ４の定格流量を燃料電池本体２の発電に必要な空気流量に比べて過度に大きくすることは、発電開始時などの低流量時に流量が不安定になる可能性があり、好ましくない。したがって、ブロワ４での最大流量の空気を流したとしても、水素の燃焼に必要な空気が燃焼器５に供給できない場合がある。

しかし、本実施の形態では、空気極４２への空気の供給のためのブロワ４とは独立して燃焼空気供給ブロワ２６を設けているため、安定した流量で燃料電池本体２へ空気を供給可能としつつ、燃焼器５に多量の空気を供給し、燃焼器５での発熱量を増大することができる。

［第３の実施の形態］
図３は、本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの第３の実施の形態におけるブロック図である。図中の符号Ａで示す２箇所は、互いに接続されている。図中の符号Ｂで示す２箇所は、互いに接続されている。

本実施の形態の純水素型燃料電池発電システムは、第１の実施の形態に、燃焼空気供給ブロワ２６を追加し、第１燃焼排ガス遮断弁２０および第２燃焼排ガス遮断弁２１を削除し、燃焼排ガス熱交換器７（図１参照）および給湯加熱用熱交換器２２（図１参照）の代わりに共用熱交換器６１を設けたものである。共用熱交換器６１は、高温側に燃焼器５の排ガスが流れる。共用熱交換器６１の低温側は、２系統設けられる。共用熱交換器６１の低温側の一方は、排熱回収水ライン４６が通過する。他方の共用熱交換器６１の低温側には、給湯配管３５，３６が接続されている。

このような純水素型燃料電池発電システムでは、共用熱交換器６１を用いることにより、燃焼器５の排ガスが燃焼排ガス熱交換器７および給湯加熱用熱交換器２２のいずれに流れるかを切り替える切替手段が不要となる。したがって、第１燃焼排ガス遮断弁２０および第２燃焼排ガス遮断弁２１などの可動部品が削減され、可動部の固着などの不具合を低減することができる。

［第４の実施の形態］
図４は、本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの第４の実施の形態におけるブロック図である。図中の符号Ａで示す２箇所は、互いに接続されている。図中の符号Ｂで示す２箇所は、互いに接続されている。

本実施の形態の純水素型燃料電池発電システムは、第１の実施の形態に、燃焼空気供給ブロワ２６および第２燃焼器２７を追加し、第１燃焼排ガス遮断弁２０（図１参照）および第２燃焼排ガス遮断弁２１（図１参照）を削除したものである。燃焼器５の入口側は、燃料極４１および空気極４２に接続されており、燃料極バイパス配管２３には接続されていない。第２燃焼器２７は、燃料極バイパス配管２３に接続されている。また、燃焼空気供給ブロワ２６は、第２燃焼器２７の入口側に空気を送出する。燃焼器５の排ガスは、燃焼排ガス熱交換器７のみに送出される。第２燃焼器２７の排ガスは、給湯加熱用熱交換器２２のみに送出される。

燃焼器５および第２燃焼器２７は、いずれも燃焼触媒を備えた触媒燃焼器である。燃焼器５の燃焼触媒には、低温時の水素燃焼性能に優れる低温活性の高い触媒を用いる。第２燃焼器２７の燃焼触媒には、所定の温度以上での活性が燃焼器５の燃焼触媒よりも高い触媒を用いる。つまり、第２燃焼器２７の燃焼触媒として、高温活性の高い触媒を用いる。また、第２燃焼器２７の燃焼触媒は、高温耐熱性に優れているものが好ましい。

本実施の形態において、燃料極４１の排気と空気極４２の排気は予混合され、燃焼器５に供給される。燃料極４１において燃料電池本体２の発電に利用される原燃料水素の利用率を９５％、空気極４２において燃料電池本体２の発電に利用される空気中の酸素利用率を６０％とした場合、予混合され燃焼器５に供給される流体中の酸素量は、理論空燃比時の約１２倍となり、理論断熱燃焼による流体の温度上昇は８０℃程度となる。また、水素の利用率を８０％、酸素利用率を６０％とすると、予混合され燃焼器５に供給される流体中の酸素量は、理論空燃比時の約２．７倍となり、理論断熱燃焼による流体の温度上昇は３７０℃程度となる。よって、燃焼器５を構成する燃焼触媒は低温時も水素燃焼可能な低温活性の優れる燃焼触媒を適用するのが望ましい。

たとえば熱量５ｋＷ相当の原燃料水素を第２燃焼器２７に供給する場合、２９ＮＬ／ｍｉｎ程度の水素が必要となる。たとえば２９ＮＬ／ｍｉｎ程度の水素を供給する場合、理論断熱燃焼温度を４００℃程度に抑えるためには、約５００ＮＬ／ｍｉｎの空気を燃焼空気供給ブロワ２６によって第２燃焼器２７に供給する必要がある。

燃焼器５には、低温活性、高温活性、高温耐熱性のいずれもが優れた燃焼触媒を用いることが好ましい。しかし、触媒成型技術において、所定の低温活性および高温活性を両立させることができない場合もありうる。そこで、燃焼器５には低温活性の優れる燃焼触媒を用い、第２燃焼器２７には、高温耐熱性に優れ、高温活性の高い燃焼触媒を用いる。

燃焼器５では、燃料極４１から排出される水素だけを燃焼させればよいため、水素流量が少なく、温度は比較的低くなる。したがって、低温活性の優れた燃焼触媒により、効率的に水素を燃焼させることができる。

また、第２燃焼器２７では、要求される給湯温度・給湯量に対応するために、できるだけ高い温度の排ガスを排出することが好ましい。したがって、高温活性に優れ、高温活性の高い燃焼触媒により、効率的にかつ安定的に水素を燃焼させることができる。その結果、未燃水素漏洩のない安全な燃料電池発電システムを構築することができる。

また、燃焼空気供給装置２６によって供給する空気流量を低減することができる。たとえば第２燃焼器２７に２９ＮＬ／ｍｉｎ程度の水素を供給する場合、理論断熱燃焼温度を８００℃程度に抑えるために必要な空気流量は約１８０ＮＬ／ｍｉｎとなり、前述の５００ＮＬ／ｍｉｎの４割程度の空気流量で足りる計算となる。

よって、高温耐熱性に優れる燃焼触媒を適用することで、必要空気流量を低減することができる。また、第２燃焼器２７に供給する流体空燃比を下げることができるため、第２燃焼器２７に供給する原燃料水素流量を増やすことができる。

また、高温活性の高い触媒を用いることで、燃焼空気供給ブロワ２６によって供給する空気流量を低減することができる。つまり、燃焼空気供給ブロワ２６に必要な動力を低減させることができ、省エネルギーを図ることができる。

第２燃焼器２７に供給する原燃料水素流量を増加して燃焼熱量を増大させることができるため、貯湯槽３２から排出される排熱回収水の加温に必要な熱量を増やすことができる。したがって、高品質な排熱利用が達成される。

［第５の実施の形態］
図５は、本発明に係る純水素型燃料電池発電システムの第５の実施の形態におけるブロック図である。図中の符号Ａで示す２箇所は、互いに接続されている。図中の符号Ｂで示す２箇所は、互いに接続されている。

本実施の形態の純水素型燃料電池発電システムは、第４の実施の形態の燃焼排ガス熱交換器７（図１参照）および給湯加熱用熱交換器２２（図１参照）の代わりに、第３の実施の形態と同様の共用熱交換器６１を設けたものである。共用熱交換器６１の低温側は、２系統設けられる。共用熱交換器６１の低温側の一方は、排熱回収水ライン４６が通過する。他方の共用熱交換器６１の低温側には、給湯配管３５，３６が接続されている。

このような純水素型燃料電池発電システムでは、共用熱交換器６１を用いることにより、燃焼器５の排ガスが燃焼排ガス熱交換器７および給湯加熱用熱交換器２２のいずれに流れるかを切り替える切替手段が不要となる。したがって、第１燃焼排ガス遮断弁２０および第２燃焼排ガス遮断弁２１などの可動部品が削減され、可動部の固着などの不具合を低減することができる。

［他の実施の形態］
上述の各実施の形態は単なる例示であり、本発明はこれらに限定されない。また、各実施の形態の特徴を組み合わせて実施することもできる。

１…燃料電池パッケージ、２…燃料電池本体、４１…燃料極、４２…空気極、４３…冷却流路、３…空気フィルター、４…ブロワ、５…燃焼器、６…冷却水熱交換器、７…燃焼排ガス熱交換器、８…凝縮器、９…排熱回収水ポンプ、１０…電池冷却水ポンプ、１１…燃料極入口遮断弁、１２…燃料極出口遮断弁、１３…空気極入口遮断弁、１４…空気極出口遮断弁、１５…燃料極排気流量調整弁、２０…第１燃焼排ガス遮断弁、２１…第２燃焼排ガス遮断弁、２２…給湯加熱用熱交換器、２３…燃料極バイパス配管、２４…燃料極バイパス遮断弁、２５…燃料極バイパス配管流量固定オリフィス、２６…燃焼空気供給ブロワ、２７…第２燃焼器、２８…空気極バイパス遮断弁、３１…貯湯ユニットパッケージ、３２…貯湯槽、３４…給湯水温度調整三方弁、３５…第１給湯配管、３６…第２給湯配管、３７…排熱回収水温度計、４４…水素供給源、４５…水素供給配管、４６…排熱回収水ライン、４７…空気供給配管、４８…空気極バイパス配管、５１…制御器、６１…共用熱交換器

Claims (7)

1. 外部の水素供給源から純水素を供給されて電気および熱を外部に供給する純水素型燃料電池システムにおいて、
   燃料電池本体と、
   前記水素供給源から前記燃料電池本体に延びる水素供給配管と、
   貯湯槽と、
   前記貯湯槽に熱を供給する排熱回収水ラインと、
   前記排熱回収水ラインを流れる水に前記燃料電池本体で発生した熱を伝達する冷却水熱交換器と、
   前記貯湯槽に貯えられた水を外部に供給する給湯配管と、
   水素を燃焼させる燃焼器と、
   前記水素供給源から前記燃焼器に延びる燃料極バイパス配管と、
   前記給湯配管を流れる水に前記燃焼器の排ガスの熱を伝達する給湯加熱用熱交換器と、
   を有することを特徴とする純水素型燃料電池システム。
2. 前記燃料極バイパス配管に設けられた燃料極バイパス遮断弁と、
   前記給湯配管を流れる水の温度を測定する温度計と、
   前記温度計で測定された温度に基づいて前記燃料極バイパス遮断弁を制御する制御器と、
   を有することを特徴とする請求項１に記載の純水素型燃料電池システム。
3. 前記給湯加熱用熱交換器と並列に設けられて前記排熱回収水ラインを流れる水に前記燃焼器の排ガスの熱を伝達する燃焼排ガス熱交換器と、
   前記給湯加熱用熱交換器および前記燃焼排ガス熱交換器のそれぞれへの前記燃焼器の排ガスの流量を変化させる切替手段と、
   を有することを特徴とする請求項１または請求項２に記載の純水素型燃料電池システム。
4. 前記燃焼器は、前記燃料電池本体の燃料極から排出されるガスが供給されて排ガスを前記燃焼排ガス熱交換器に送る第１燃焼器と、前記燃料極バイパス配管が接続されて排ガスを前記給湯加熱用熱交換器に送る第２燃焼器を含むことを特徴とする請求項３に記載の純水素型燃料電池システム。
5. 前記燃焼器は、燃焼触媒を備えた触媒燃焼器であって、
   前記第２燃焼器の燃焼触媒は所定の温度以上での活性が前記第１燃焼器の燃焼触媒よりも高いことを特徴とする請求項４に記載の純水素型燃料電池システム。
6. 前記燃焼器に空気を供給する燃焼空気供給装置を有することを特徴とする請求項１ないし請求項５のいずれか１項に記載の純水素型燃料電池システム。
7. 前記燃料電池本体の空気極に空気を導く空気供給配管と、
   前記空気供給配管から分岐して前記空気極をバイパスする空気極バイパス配管と、
   前記空気極バイパス配管上に設けられた空気遮断弁と、
   を有することを特徴とする請求項１ないし請求項６のいずれか１項に記載の純水素型燃料電池システム。

Images