JP2018200778A

JP2018200778A - コジェネレーションシステム

Info

Publication number: JP2018200778A
Application number: JP2017104372A
Authority: JP
Inventors: 鈴木　稔; Minoru Suzuki; 稔鈴木; 理生山木; Toshio Yamaki
Original assignee: Osaka Gas Co Ltd
Current assignee: Osaka Gas Co Ltd
Priority date: 2017-05-26
Filing date: 2017-05-26
Publication date: 2018-12-20
Anticipated expiration: 2037-05-26
Also published as: JP6851261B2

Abstract

【課題】熱回収量を高めると共に水自立を達成するために大きなコストを必要としないコジェネレーションシステムを提供する。【解決手段】コジェネレーションシステムが、改質部４と、固体酸化物形の燃料電池部１と、熱媒体を貯えている蓄熱タンク６３を有し、燃料電池部１での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスと蓄熱タンク６３の熱媒体とを熱交換させることで、排出燃料ガスから熱を回収する熱回収部Ｈと、熱回収部Ｈで熱が回収された後の排出燃料ガスに含まれる凝縮水を回収する水回収部１４と、凝縮水が回収された後の排出燃料ガス中の燃料成分を燃焼させる燃焼部５と、蓄熱タンク６３の熱媒体を熱利用装置側に供給する熱媒体供給路６５とを備え、凝縮水が改質部４での原燃料の水蒸気改質に用いられ、燃焼部５で発生した燃焼熱が改質部４での水蒸気改質に利用される。【選択図】図１

Description

本発明は、固体酸化物形燃料電池を備えるコジェネレーションシステムに関する。

固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）は、約７００℃〜約１０００℃の高温で燃料ガス中の水素、一酸化炭素、炭化水素と酸化剤ガス中の酸素とを電気化学反応させて発電を行うため、発電による電力と発電時に発生する熱とを利用するコジェネレーションシステムを構築できる。燃料電池には、上述した固体酸化物形の燃料電池のほかに、固体高分子形の燃料電池もある。固体高分子形の燃料電池は家庭の熱需要に対する燃料電池からの供給熱のバランスを監視して、燃料電池を停止したり、発電出力を絞るといった動作が行われる。一方、固体酸化物形の燃料電池は発電効率が高く、熱と電気出力の比が小さいため、熱需要の多寡にかかわらず電気需要に追従させた運用が行われることが一般的である。また、固体酸化物形の燃料電池を停止させずに運用するのは、発電温度が高いため、頻繁な起動停止に向いていないことも理由の一つである。

特許文献１（特開２００５−２８５３４０号公報）には、原燃料を水蒸気改質して燃料ガスを生成する改質部と、改質部で生成された燃料ガスが供給されるアノード及び酸素ガスが供給されるカソードを有する固体酸化物形の燃料電池部（セルスタック）と、燃料電池部での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガス中の燃料成分を燃焼させる燃焼部とを備え、燃焼部で発生した燃焼熱が改質部での水蒸気改質に利用される装置が記載されている。この特許文献１に記載した装置では、燃料電池部（セルスタック）のセル出口を出た排出燃料ガスはその場で燃焼されるが、特許文献２（特開２００８−０２１５９６号公報）の図９に記載されているように、排出燃料ガスを一旦集めた後で燃焼部で燃焼させてもよい。

また、特許文献３（特許第５４３３２７７号公報）には、アノードから排出される排出燃料ガスを燃焼部で燃焼させ、その燃焼排ガスと蓄熱タンク（貯湯タンク７０）に貯えている熱媒体とを熱交換させることで、燃焼排ガスから熱を回収する熱回収部（熱交換器７４）と、その熱回収部で熱が回収された後の燃焼排ガスに含まれる凝縮水を回収する水回収部とを備えるシステムが記載されている。このシステムでは、蓄熱タンクの下部から取り出した相対的に低温の熱媒体を熱回収部に供給し、熱回収部で昇温された相対的に高温の熱媒体を蓄熱タンクの上部に戻すような構成になっている。

特開２００５−２８５３４０号公報特開２００８−０２１５９６号公報特許第５４３３２７７号公報

図３は、従来のシステムに基づいて想定した比較例のコジェネレーションシステムの構成を示す図である。このコジェネレーションシステムは、原燃料を水蒸気改質して燃料ガスを生成する改質部４と、改質部４で生成された燃料ガスが供給されるアノード（図示せず）及び酸素ガスが供給されるカソード（図示せず）を有する固体酸化物形の燃料電池部（セルスタック）１と、燃料電池部１での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガス中の燃料成分を燃焼させる燃焼部５とを備え、燃焼部５で発生した燃焼熱が改質部４での水蒸気改質に利用されるように構成されている。

更に具体的に説明すると、改質部４には、燃料流量センサ２６及び燃料ポンプ２５及び脱硫部１１及び気化部６を経由して供給される例えば都市ガスなどの原燃料が供給される。また、改質部４には、改質用水ポンプ２９から供給される改質用水が気化部６で気化された状態で供給される。このように、図３に示す例では、気化部６には原燃料も供給され、気化部６において原燃料と水蒸気との混合が行われた状態で、その混合ガスが改質部４に供給される。

改質部４で生じた水素を主成分とする燃料ガスは、入口側燃料マニフォールド２を経て複数の燃料電池セルが積層された燃料電池部（セルスタック）１に供給される。また、燃料電池部１には、空気フィルタ２２及びカソード空気ブロワ２１及び空気／排ガス熱交換器（空気予熱器）１０を経由して酸素ガス（空気）も供給される。そして、燃料電池部１では、水素を主成分とする燃料ガスと酸素とを電気化学反応させて発電が行われる。

燃料電池部１での発電反応で用いられた後に燃料電池部１のアノードから排出される排出燃料ガスは、出口側燃料マニフォールド３を経由して燃焼部５に供給される。また、カソードから供給される排出酸素ガスも燃焼部５に供給される。そして、燃焼部５で、排出燃料ガス中の燃料成分が燃焼される。尚、燃料電池部１のカソードには空気が供給されているため、排出酸素ガスには、酸素だけではなく元々の空気に含まれていた窒素も残存している。

燃焼部５で発生した燃焼排ガスが保有する熱は、上述のように改質部４で利用され、気化部６で改質用水を気化するために利用され、空気／排ガス熱交換器（空気予熱器）１０でカソードに供給される空気を加熱するために利用される。

図３に示す例では、燃料電池部１及び改質部４及び燃焼部５及び気化部６及び空気／排ガス熱交換器（空気予熱器）１０などが、断熱材などを用いて内部の熱が外部に逃げないように構成した容器Ｍの内部に設置されている。

容器Ｍから出た燃焼排ガスは、排熱回収熱交換器１２に供給される。排熱回収熱交換器１２では、燃焼排ガスと、蓄熱タンク１３に貯えている熱媒体とを熱交換させることで、燃焼排ガスからの熱回収が行われる。このとき、排熱回収熱交換器１２では、燃焼排ガス（ＣＯ_２、Ｎ_２、Ｏ_２、Ｈ_２Ｏ）の冷却が行われるため、凝縮水が発生する。

排熱回収熱交換器１２で冷却された後の燃焼排ガスに含まれる凝縮水は水回収部（気液分離器）１４で回収され、水精製器７１及び水タンク７２を経て、上述したような経路で改質部４での水蒸気改質に再利用される。また、水回収部１４で凝縮水が除去された後の燃焼排ガスは排気路３４から排気される。

図３に示した例では、蓄熱タンク１３の内部では、上部に相対的に高温の熱媒体が存在し、下部に相対的に低温の熱媒体が存在するというような温度成層が形成されており、排熱回収用ポンプ２８によって、蓄熱タンク１３の下部から取り出した相対的に低温の熱媒体を排熱回収熱交換器１２に供給し、排熱回収熱交換器１２の熱回収により昇温された相対的に高温の熱媒体を蓄熱タンク１３の上部に戻すような構成になっている。また、蓄熱タンク１３の上部から高温の熱媒体を熱利用装置側に向けて供給する熱媒体供給路３６と、蓄熱タンク１３の下部に低温の熱媒体を帰還させる或いは補充するための熱媒体帰還路３５も設けられている。

図４を用いて、排熱回収熱交換器１２において、燃焼部５での燃焼後に得られる燃焼排ガスと熱媒体との間で行われる熱交換を説明する。この図４は、原燃料のインプットが１．２５ｋＷ（低位発熱量基準）でＡＣ発電出力７０５Ｗの発電時における回収可能熱量を示すグラフである。縦軸は熱交換後の燃焼排ガスの温度であり、横軸は熱媒体による回収熱量である。尚、改質部４に供給する原燃料として天然ガスベースの都市ガスを用い、改質部４に供給する原燃料ガス中の炭素（Ｃ）に対する水蒸気（Ｓ）のモル比（Ｓ／Ｃ）を２．５に設定し、燃料電池部１での燃料利用率を７９％及び空気利用率を４０％とした場合を想定している。この場合、燃焼排ガスの温度が６０℃まで下がるように冷却すると、熱媒体側には約０．１１ｋＷが移動する。排熱回収熱交換器１２において燃焼排ガスと熱媒体とが対向流となる状態で熱交換させるとすると、排熱回収熱交換器１２への熱媒体の入口温度が燃焼排ガスが冷却される限界の温度となる。言い換えると、図４で実線で示すのは、排熱回収熱交換器１２への熱媒体の入口温度が縦軸の時の回収可能な熱量の限界となる。

上述のように、水回収部１４で回収できる凝縮水の量は、排熱回収熱交換器１２において燃焼排ガスをどの程度まで冷却できるのかに依存しているため、蓄熱タンク１３の下部から取り出されて排熱回収熱交換器１２に供給される熱媒体の温度が低いほど、排熱回収熱交換器１２において燃焼排ガスを冷却できる点で好ましい。但し、熱利用装置側で利用される熱が少ない場合、蓄熱タンク１３の下部に存在する熱媒体の温度も高くなり、その結果、蓄熱タンク１３の下部から取り出されて排熱回収熱交換器１２に供給される熱媒体の温度も高くなってしまう。その場合、排熱回収熱交換器１２において燃焼排ガスを充分に冷却できないために熱回収量が低下し、水回収部１４で回収できる凝縮水の量も減少することにもなる。

水回収部１４で回収した凝縮水は、水精製器７１及び水タンク７２を経て改質部４での水蒸気改質に再利用されるため、水回収部１４で回収できる凝縮水の量が減少することは避ける必要がある。改質部４に供給する原燃料として天然ガスベースの都市ガスを用い、改質部４に供給する原燃料ガス中の炭素（Ｃ）に対する水蒸気（Ｓ）のモル比（Ｓ／Ｃ）を２．５に設定し、燃料電池部１での燃料利用率を７９％及び空気利用率を４０％とした場合、改質部４に供給する水の量と水回収部１４で回収する水の量とを例えば単位時間当たり４．４ｍｌで等しくさせる（即ち、水自立を達成する）ためには、燃焼排ガスを４４．５℃まで冷却する必要がある。ところが、上述したように、熱利用装置側で利用される熱が少ない状況で蓄熱タンク１３の下部に存在する熱媒体の温度が例えば６０℃になると、その６０℃の熱媒体を排熱回収熱交換器１２に供給しても燃焼排ガスを充分に冷却できず、水回収部１４で回収できる凝縮水の量も減少して、水自立を達成できなくなる。

そのため、図３に示したシステムでは、蓄熱タンク１３の下部から取り出されて排熱回収熱交換器１２に供給される熱媒体を強制的に冷却するための放熱器１５を備えている。ところが、気温が高くなる夏季には、放熱器１５で、その高温の空気を用いて熱媒体を冷却しなければならないため、充分な冷却能力を確保しようとすると、大型の放熱器を用意すること或いは放熱器を大出力で運転すること（例えばファンを高回転速度で運転すること）が必要になる。

また、排熱回収熱交換器１２に供給する熱媒体の温度が高くなるということは熱回収量が少なくなるということにもつながる。具体的には、図３で図４に示した図において、燃焼排ガスを４０℃まで冷却できたときは約０．２９ｋＷの熱回収量を得ることができるが、燃焼排ガスを６０℃までしか冷却できなかったときは約０．１１ｋＷの熱回収量しか得られない。

以上のように、図３に示したようなシステムでは、熱回収量を高めること、及び、水自立を達成することのために、排熱回収熱交換器１２には高性能な熱交換器を用いることが必要になり、且つ、大型で大出力の放熱器が必要になるという課題がある。つまり、図３に示したようなシステムでは、熱回収量を高めると共に水自立を達成するためには、大きなコストが必要になるという問題がある。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、熱回収量を高めると共に水自立を達成するために大きなコストを必要としないコジェネレーションシステムを提供する点にある。

上記目的を達成するための本発明に係るコジェネレーションシステムの特徴構成は、原燃料を水蒸気改質して燃料ガスを生成する改質部と、
前記改質部で生成された前記燃料ガスが供給されるアノード、及び、酸素ガスが供給されるカソードを有する固体酸化物形の燃料電池部と、
熱媒体を貯えている蓄熱タンクを有し、前記燃料電池部での発電反応で用いられた後に前記アノードから排出される排出燃料ガスと前記蓄熱タンクに貯えている前記熱媒体とを熱交換させることで、前記排出燃料ガスから熱を回収する熱回収部と、
前記熱回収部で熱が回収された後の前記排出燃料ガスに含まれる凝縮水を回収する水回収部と、
前記水回収部で凝縮水が回収された後の前記排出燃料ガス中の燃料成分を燃焼させる燃焼部と、
前記蓄熱タンクに貯えられている熱媒体を熱利用装置側に向けて供給する熱媒体供給路とを備え、
前記水回収部で回収した凝縮水が前記改質部での原燃料の水蒸気改質に用いられ、
前記燃焼部で発生した燃焼熱が前記改質部での水蒸気改質に利用されるように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、熱回収部において、燃料電池部での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスと蓄熱タンクに貯えている熱媒体とを熱交換させることで、排出燃料ガスからの熱回収が熱媒体によって行われる。そして、熱回収を行った熱媒体を蓄熱タンクに貯えることで熱を蓄積し、蓄積された熱を熱媒体供給路を介して熱利用装置側へと供給できる。つまり、燃料電池部での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスから熱を回収し、その熱を蓄熱タンクで蓄えると共に必要に応じて熱利用装置へと供給できる。

このように、従来構成では、燃焼部で燃焼された後の燃焼排ガス（ＣＯ_２、Ｎ_２、Ｏ_２、Ｈ_２Ｏ）と蓄熱タンクに貯えている熱媒体との熱交換が行われていたのに対して、本特徴構成では、燃料電池部での発電反応で用いられた後にアノードから排出され、燃焼部で燃焼される前の排出燃料ガス（ＣＯ、ＣＯ_２、Ｈ_２、Ｈ_２Ｏ）と蓄熱タンクに貯えている熱媒体との熱交換が行われる。このように、本特徴構成と従来構成とでは、熱媒体と熱交換するガスの組成が互いに異なり、本特徴構成の方がガス（排出燃料ガス）の露点が高くなる。よって、本特徴構成の方が、熱媒体の温度が従来構成よりも大幅に高くても、ほぼ同等量の凝縮水を得て、ほぼ同等の熱回収量を得ることができる。例えば、改質部に供給する原燃料として天然ガスベースの都市ガスを用い、改質部に供給する原燃料ガス中の炭素（Ｃ）に対する水蒸気（Ｓ）のモル比（Ｓ／Ｃ）を２．５に設定し、燃料電池部での燃料利用率を７９％及び空気利用率を４０％とした場合、改質部に供給する水の量と水回収部で回収する水の量とを例えば単位時間当たり４．４ｍｌで等しくさせる（即ち、水自立を達成する）ためには、従来構成では燃焼排ガスと熱交換させる熱媒体を約４４．５℃にする必要があるが、本特徴構成では排出燃料ガスと熱交換させる熱媒体が約７５℃でもよい。従って、本特徴構成では、仮に、熱利用装置側での熱消費量が減少することで蓄熱タンクに貯えられている熱媒が高温になり、その高温の熱媒体を用いて排出燃料ガスから熱回収を行わねばならないとしても、充分な熱回収と凝縮水の生成とを行うことができる。

また、従来構成では、燃焼排ガス、即ち、燃料電池部での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスと燃料電池部での発電反応で用いられた後にカソードから排出される排出酸素ガス（Ｏ_２，Ｎ_２）との混合ガスを燃焼させた後のガスと熱媒体との間で熱交換を行っていた。それに対して、本特徴構成では、燃料電池部での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスと熱媒体との間で熱交換を行っている。よって、本特徴構成の方が、ガス中に排出酸素ガス（Ｏ_２，Ｎ_２）を含まない分だけモル流量が小さいため、そのガスを流すための配管径等についての制約が小さく（即ち、熱交換器の構造に対する要求が小さく）、且つ、ガスを流動させるための動力が小さくてもよいという利点がある。つまり、本特徴構成の方が、装置コストが小さくなり、運用するために必要なエネルギーが小さくなるという利点がある。
従って、熱回収量を高めると共に水自立を達成するために大きなコストを必要としないコジェネレーションシステムを提供できる。

本発明に係るコジェネレーションシステムの別の特徴構成は、前記熱回収部に至る前の前記排出燃料ガスと、前記水回収部で凝縮水が回収された後、前記燃焼部で燃焼される前の前記排出燃料ガスとを熱交換する熱交換器を備える点にある。

上記特徴構成によれば、水回収部で凝縮水が回収された後の排出燃料ガスの熱容量は下がっているので、上記熱交換器では、その水分が除去された排出燃料ガスの温度を、熱回収部に至る前の排出燃料ガスとの熱交換によって容易に高めることができる。更に、水回収部で水分が除去され且つ熱交換器で昇温された後の排出燃料ガスを燃焼部に供給することで、燃焼部での排出燃料ガスの燃焼性が高まるという利点がある。

本発明に係るコジェネレーションシステムの更に別の特徴構成は、前記熱回収部において、内部を前記排出燃料ガスが流れる配管が、前記蓄熱タンクで貯えている前記熱媒体の中を通過するように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、複雑な構成の熱交換器を用いなくても、排出燃料ガスと蓄熱タンクで貯えられている熱媒体とを熱交換させることができる。特に、本特徴構成では、燃料電池部での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスと熱媒体との間で熱交換を行っているため、従来構成のように排出燃料ガスと排出酸素ガス（Ｏ_２，Ｎ_２）との混合ガスを燃焼させた後のガスと熱媒体との間で熱交換を行う場合と比較して、本特徴構成の方が、ガス中に排出酸素ガス（Ｏ_２，Ｎ_２）を含まない分だけモル流量が小さい。そのため、蓄熱タンクで貯えられている熱媒体と熱交換を行う部分で排出燃料ガスを流すための配管径等についての制約が小さい（即ち、熱交換器の構造に対する要求が小さい）という利点がある。

本実施形態のコジェネレーションシステムの構成を示す図である。熱媒体による回収可能熱量と熱交換後の排出燃料ガスの温度との関係を示すグラフである。比較例のコジェネレーションシステムの構成を示す図である。熱媒体による回収可能熱量と熱交換後の燃焼排ガスの温度との関係を示すグラフである。

以下に図面を参照して本発明の実施形態に係るコジェネレーションシステムについて説明する。
図１は、コジェネレーションシステムの構成を示す図である。このコジェネレーションシステムは、燃料電池部１の発電による電力とその発電に伴って発生する熱とを利用するシステムである。本実施形態のコジェネレーションシステムは、原燃料を水蒸気改質して燃料ガスを生成する改質部４と、改質部４で生成された燃料ガスが供給されるアノード（図示せず）及び酸素ガスが供給されるカソード（図示せず）を有する固体酸化物形の燃料電池部１と、熱媒体を貯えている蓄熱タンク６３を有し、燃料電池部１での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスと蓄熱タンク６３に貯えている熱媒体とを熱交換させることで、排出燃料ガスから熱を回収する熱回収部Ｈと、熱回収部Ｈで熱が回収された後の排出燃料ガスに含まれる凝縮水を回収する水回収部１４と、水回収部１４で凝縮水が回収された後の排出燃料ガス中の燃料成分を燃焼させる燃焼部５と、蓄熱タンク６３に貯えられている熱媒体を熱利用装置側に向けて供給する熱媒体供給路６５とを備えるように構成されている。

更に具体的に説明すると、改質部４には、燃料流量センサ２６及び燃料ポンプ２５及び脱硫部１１及び気化部６を経由して供給される例えば都市ガスなどの原燃料が供給される。また、改質部４には、改質用水ポンプ２９から供給される改質用水が気化部６で気化された状態で供給される。このように、図１に示す例では、気化部６には原燃料も供給され、気化部６において原燃料と水蒸気との混合が行われた状態で、その混合ガスが改質部４に供給される。

改質部４で生じた水素を主成分とする燃料ガスは、入口側燃料マニフォールド２を経て複数の燃料電池セルが積層された燃料電池部（セルスタック）１に供給される。また、燃料電池部１には、空気フィルタ２２及びカソード空気ブロワ２１及び空気／排ガス熱交換器（空気予熱器）１０を経由して酸素（空気）も供給される。そして、燃料電池部１では、水素を主成分とする燃料ガスと酸素とを電気化学反応させて発電が行われる。

燃料電池部１での発電反応で用いられた後に燃料電池部１のアノードから排出される排出燃料ガスは、出口側燃料マニフォールド３を経由して熱交換器５２に供給され、その後、熱回収部Ｈに供給される。熱回収部Ｈは、熱媒体を貯えている蓄熱タンク６３を有し、燃料電池部１での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスと蓄熱タンク６３に貯えている熱媒体とを熱交換させることで、排出燃料ガスから熱を回収する。本実施形態では、熱回収部Ｈにおいて、内部を排出燃料ガスが流れる放熱管（配管）６２が、蓄熱タンク６３で貯えている熱媒体の中を通過するように構成されている。この放熱管６２は、蓄熱タンク６３の内部でコイル状になっているため、放熱管６２の外表面と熱媒体との接触面積が大きくなっている。また、放熱管６２は、下方に向かって一様に勾配がついた形状になっているため、発生した凝縮水が重力によって下方の水回収部１４へと流れ易くなっている。

このように、本実施形態の熱回収部Ｈでは、複雑な構成の熱交換器を用いなくても、排出燃料ガスと蓄熱タンク６３で貯えられている熱媒体とを熱交換させることができる。具体的に説明すると、熱回収部Ｈでは、燃料電池部１での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスと熱媒体との間で熱交換を行っているため、従来構成のように排出燃料ガスと排出酸素ガス（Ｏ_２，Ｎ_２）との混合ガスを燃焼させた後のガスと熱媒体との間で熱交換を行う場合と比較して、本実施形態の方が、ガス中に排出酸素ガス（Ｏ_２，Ｎ_２）を含まない分だけモル流量が小さい。そのため、蓄熱タンク６３で貯えられている熱媒体と熱交換を行う部分で排出燃料ガスを流すための配管径等についての制約が小さい（即ち、熱交換器の構造に対する要求が小さい）という利点がある。

このように、燃料電池部１のアノードから排出された後の排出燃料ガス（ＣＯ、ＣＯ_２、Ｈ_２、Ｈ_２Ｏ）は、熱交換器５２及び熱回収部Ｈで冷却されるため、凝縮水が発生する。熱回収部Ｈで冷却された後の排出燃料ガスに含まれる凝縮水は水回収部（気液分離器）１４で回収される。そして、水回収部１４で回収した凝縮水が、水精製器７１及び水タンク７２を経て、上述したように改質部４での原燃料の水蒸気改質に用いられる。よって水回収部１４で回収できる凝縮水の量は、主に熱回収部Ｈに供給される排出燃料ガスの露点、及び、排出燃料ガスをどの程度の温度まで冷却できるのかによって異なる。

例えば、燃料電池部１のアノードから出た後、熱交換器５２に入る前（図１中の部位Ｐ１）の排出燃料ガスの温度は６８１℃であり、熱交換器５２から出た後、熱回収部Ｈに入る前（部位Ｐ２）の排出燃料ガスの温度は４７３℃であり、熱回収部Ｈから出た後、後述する放熱器６１に入る前（部位Ｐ３）の排出燃料ガスの温度は７０℃であり、放熱器６１で冷却された後、水回収部１４に入る前（部位Ｐ４）の排出燃料ガスの温度は５５℃である。
また、熱回収部Ｈでの冷却前、即ち、熱交換器５２から出た後、熱回収部Ｈに入る前（部位Ｐ２）の排出燃料ガスのガス組成は、例えば、ＣＯが２％、ＣＯ_２が１７％、Ｈ_２が１３％、Ｈ_２Ｏが６８％である。
それに対して、熱回収部Ｈでの冷却後、即ち、熱回収部Ｈから出た後、放熱器６１に入る前（部位Ｐ３）の排出燃料ガスのガス組成は、例えば、ＣＯが５％、ＣＯ_２が４４％、Ｈ_２が３５％、Ｈ_２Ｏが１６％である。

水回収部１４で凝縮水が除去された後の排出燃料ガスは、上述した熱回収部Ｈに至る前の排出燃料ガスと熱交換器５２で熱交換し、その後、燃焼部５に供給される。つまり、本実施形態のシステムは、熱回収部Ｈに至る前の排出燃料ガスと、水回収部１４で凝縮水が回収された後、燃焼部５で燃焼される前の排出燃料ガスとを熱交換する熱交換器５２を備える。水回収部１４で凝縮水が回収された後の排出燃料ガスの熱容量は下がっているので、熱交換器５２では、その水分が除去された排出燃料ガスの温度を、熱回収部Ｈに至る前の排出燃料ガスとの熱交換によって容易に高めることができる。特に、図１に示す例では、熱交換器５２において、双方のガスは対向流となる状態で流れて熱交換している。更に、水回収部１４で水分が除去され且つ熱交換器５２で昇温された後の排出燃料ガスを燃焼部５に供給することで、燃焼部５での排出燃料ガスの燃焼性が高まるという利点がある。

燃焼部５には、燃料電池部１のカソードから供給される排出酸素ガスも供給され、燃焼部５で、排出燃料ガス中に残存している燃料成分（Ｈ_２など）が燃焼される。尚、燃料電池部１のカソードには空気が供給されているため、排出酸素ガスには、酸素だけではなく元々の空気に含まれていた窒素も残存している。燃焼部５で発生した燃焼熱が改質部４での水蒸気改質に利用される。加えて、燃焼部５で発生した燃焼排ガスが保有する熱は、気化部６で改質用水を気化するために利用され、空気／排ガス熱交換器（空気予熱器）１０でカソードに供給される空気を加熱するために利用される。その後、燃焼排ガスは系外に排出される。

図１に示す例では、燃料電池部１及び改質部４及び燃焼部５及び気化部６及び空気／排ガス熱交換器（空気予熱器）１０及び熱交換器５２の一部などが、断熱材などを用いて内部の熱が外部に逃げないように構成した容器Ｍの内部に設置されている。

更に、図１に示した例では、蓄熱タンク６３には、蓄熱タンク６３の上部から熱媒体を熱利用装置側に向けて供給する熱媒体供給路６５と、蓄熱タンク６３の下部に熱媒体を帰還させる或いは補充するための熱媒体帰還路６４も設けられている。熱媒体は、水（湯）やその他の媒体（例えばポリエチレングリコールなど）を用いることができる。例えば、熱利用装置が、熱媒体が保有している熱のみを利用する床暖房装置や空調装置などの場合、蓄熱タンク６３から相対的に高温の熱媒体が熱媒体供給路６５を通って熱利用装置に供給され、熱利用装置で熱が利用された後の相対的に低温の熱媒体が熱媒体帰還路６４を通って蓄熱タンク６３に帰還する。或いは、熱利用装置が、熱媒体としての水（湯）自体を利用する給湯装置などの場合、蓄熱タンク６３から相対的に高温の湯（熱媒体）が熱媒体供給路６５を通って熱利用装置に供給され、蓄熱タンク６３には湯（熱媒体）は帰還しないが、その代り、蓄熱タンク６３から熱媒体供給路６５を通って熱利用装置に供給されたのと同量の低温の水（上水）が熱媒体帰還路６４を通って蓄熱タンク６３に流入する。

図２に示すのは、図４と同様に原燃料のインプットが１．２５ｋＷ（低位発熱量基準）でＡＣ発電出力７０５Ｗの発電時における、熱回収部Ｈでの、熱媒体による回収可能熱量と熱交換後の排出燃料ガスの温度との関係を示すグラフである。図２において、縦軸は熱交換後の排出燃料ガスの温度であり、横軸は熱媒体による回収可能熱量である。図示するように、排出燃料ガス（ＣＯ、ＣＯ_２、Ｈ_２、Ｈ_２Ｏ）の温度が約７５℃まで下がるように冷却すると、熱媒体側には約０．２９ｋＷが移動する。このように、図３及び図４に示した比較例では排熱回収熱交換器１２に入る熱媒体の温度を約４０℃程度までは下げなければならなかったが、図１の構成では約７５℃の熱媒体で同等の熱回収熱量が得られる。

加えて、改質部４に供給する原燃料として天然ガスベースの都市ガスを用い、改質部４に供給する原燃料ガス中の炭素（Ｃ）に対する水蒸気（Ｓ）のモル比（Ｓ／Ｃ）を２．５に設定し、燃料電池部１での燃料利用率を７９％及び空気利用率を４０％とした場合、改質部４に供給する水の量と水回収部１４で回収する水の量とを例えば単位時間当たり４．４ｍｌで等しくさせる（即ち、水自立を達成する）ためには、従来構成に比べて露点の高い排出燃料ガスを７５℃まで冷却するだけでよく、従来構成のように約４４．５℃まで冷却する必要はない。

具体例を挙げると、上述したように、熱媒体が保有している熱のみを利用する床暖房装置や空調装置などの熱利用装置の場合、蓄熱タンク６３から例えば８０℃の熱媒体が熱媒体供給路６５を通って流出し、蓄熱タンク６３へは例えば６０℃の熱媒体が熱媒体帰還路６４を通って流入する。つまり、蓄熱タンク６３に貯えられる熱媒体の最低温度は約６０℃になる。このような場合、排出燃料ガスの温度を約６０℃までしか下げることはできないが、本実施形態では、排出燃料ガスを６０℃まで冷却できれば、充分な量の熱を回収して、充分な量の凝縮水を得ることができる。このように、本実施形態では、蓄熱タンク６３に貯えられている熱媒体の温度が例えば６０℃になったとしても排出燃料ガスを充分に冷却できるため、水回収部１４で回収できる凝縮水が充分に確保され、水自立を達成できる。

更に、図１に示したシステムでは、熱回収部Ｈで熱が回収された後、水回収部１４に至る前の排出燃料ガスからの放熱を促進する放熱器６１を備えている。放熱器６１は、排出燃料ガスが流れる配管の表面に形成された放熱フィンなどの放熱構造物を備えた空冷式の装置や、そのような放熱構造物（放熱フィン）に加えて電動式のファンを備えた空冷式の装置を用いて実現できる。このような放熱器６１により、熱回収部Ｈで熱が回収された後、水回収部１４に至る前の排出燃料ガスを更に冷却して、凝縮水を得ることができる。特に、放熱器６１の周囲の大気の温度と、排出燃料ガスに対する充分な冷却を行うために必要な温度（上述した７５℃）との間に大きな温度差が存在しているので、例えば大気の温度が非常に高い酷暑期であったとしても、大型且つ大出力の放熱器６１を用いることなく、充分な凝縮水を得て、充分な熱回収量を得ることができる。よって、放熱フィンなどの放熱構造物だけで充分な冷却効果を得ることができるのであれば、上記ファンを設けなくてもよい。

放熱器６１が電動式のファンを備えた装置である場合、そのファンを常時運転させていてもよいし、熱回収部Ｈで熱が回収された後、水回収部１４に至る前の排出燃料ガスの温度に応じてファンの運転及び停止を切り替えてもよい。例えば、放熱器６１は、熱回収部Ｈで熱が回収された後、水回収部１４に至る前の排出燃料ガスの温度が７５℃以上であればファンを運転させ、７５℃未満であればファンを停止させるといった運転制御を行ってもよい。尚、放熱器６１が電動式のファンを備えた装置であったとしても、大気温度は排出燃料ガスに対する充分な冷却を行うために必要な温度（上述した７５℃）よりも大幅に低いため、放熱器６１の放熱フィン及びファンを大型にする必要やファンの大出力運転を行う必要はない。

以上のように、従来構成では、燃焼排ガス、即ち、燃料電池部１での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスと燃料電池部１での発電反応で用いられた後にカソードから排出される排出酸素ガス（Ｏ_２，Ｎ_２）との混合ガスを燃焼させた後のガスと熱媒体との間で熱交換を行っていた。それに対して、本実施形態のコジェネレーションシステムでは、燃料電池部１での発電反応で用いられた後にアノードから排出される排出燃料ガスと熱媒体との間で熱交換を行っている。そして、そのような熱交換によって、充分な熱回収と凝縮水の生成とを行うことができる。よって、本実施形態の方が、ガス中に排出酸素ガス（Ｏ_２，Ｎ_２）を含まない分だけモル流量が小さいため、そのガスを流すための配管径等についての制約が小さく（即ち、熱交換器の構造に対する要求が小さく）、且つ、ガスを流動させるための動力が小さくてもよいという利点がある。つまり、本実施形態の方が、装置コストが小さくなり、運用するために必要なエネルギーが小さくなるという利点がある。

＜別実施形態＞
＜１＞
上記実施形態では、本発明のコジェネレーションシステムの構成について具体例を挙げて説明したが、その構成は適宜変更可能である。

例えば、上記実施形態では、内部を排出燃料ガスが流れる放熱管（配管）６２が、蓄熱タンク６３の内部でコイル状になっている例を説明したが、放熱管６２が直線状になっていてもよい。また、放熱管６２が１本の管である場合を図示したが、複数に枝分かれした後で合流する構造になっていてもよい。このような枝分かれ構造を採用することで、放熱管６２と蓄熱タンク６３の内部の熱媒体との接触面積が大きくなるという利点がある。
また、内部を排出燃料ガスが流れる放熱管（配管）６２が、蓄熱タンク６３の外壁面を這うように設けられていてもよい。

他にも、図１には、熱回収部Ｈが、蓄熱タンク６３を有し、内部を排出燃料ガスが流れる放熱管（配管）６２が、蓄熱タンク６３で貯えている熱媒体の中を通過するような構成になっている例を説明したが、熱回収部Ｈの構成は適宜変更可能である。例えば、熱回収部Ｈが、図３に示したような構成、即ち、排熱回収熱交換器と蓄熱タンクとの間を熱媒体が循環し、その排熱回収装置で排出燃料ガスと熱媒体とが熱交換するような構成であってもよい。

＜２＞
上記実施形態では、温度、熱量、凝縮水の量などの値について具体的な数値を挙げて説明したが、それらの数値は例示目的で記載したものであり、適宜変更可能である。

＜３＞
上記実施形態（別実施形態を含む、以下同じ）で開示される構成は、矛盾が生じない限り、他の実施形態で開示される構成と組み合わせて適用でき、また、本明細書において開示された実施形態は例示であって、本発明の実施形態はこれに限定されず、本発明の目的を逸脱しない範囲内で適宜改変できる。

本発明は、熱回収量を高めると共に水自立を達成するために大きなコストを必要としないコジェネレーションシステムに利用できる。

１燃料電池部
４改質部
５燃焼部
１４気液分離器（水回収部）
５２熱交換器
６１放熱器
６３蓄熱タンク
６５熱媒体供給路
Ｈ熱回収部

Claims

原燃料を水蒸気改質して燃料ガスを生成する改質部と、
前記改質部で生成された前記燃料ガスが供給されるアノード、及び、酸素ガスが供給されるカソードを有する固体酸化物形の燃料電池部と、
熱媒体を貯えている蓄熱タンクを有し、前記燃料電池部での発電反応で用いられた後に前記アノードから排出される排出燃料ガスと前記蓄熱タンクに貯えている前記熱媒体とを熱交換させることで、前記排出燃料ガスから熱を回収する熱回収部と、
前記熱回収部で熱が回収された後の前記排出燃料ガスに含まれる凝縮水を回収する水回収部と、
前記水回収部で凝縮水が回収された後の前記排出燃料ガス中の燃料成分を燃焼させる燃焼部と、
前記蓄熱タンクに貯えている前記熱媒体を熱利用装置側に向けて供給する熱媒体供給路とを備え、
前記水回収部で回収した凝縮水が前記改質部での原燃料の水蒸気改質に用いられ、
前記燃焼部で発生した燃焼熱が前記改質部での水蒸気改質に利用されるように構成されているコジェネレーションシステム。
前記熱回収部に至る前の前記排出燃料ガスと、前記水回収部で凝縮水が回収された後、前記燃焼部で燃焼される前の前記排出燃料ガスとを熱交換する熱交換器を備える請求項１に記載のコジェネレーションシステム。
前記熱回収部において、内部を前記排出燃料ガスが流れる配管が、前記蓄熱タンクで貯えている前記熱媒体の中を通過するように構成されている請求項１又は２に記載のコジェネレーションシステム。