JP4034804B2 - 高分子電解質型燃料電池発電システム - Google Patents

Description

本発明は、ポータブル電源、電気自動車用電源、コージェネシステム等に使用する燃料電池発電システム、特に高分子電解質膜を用いた燃料電池発電システムに関する。

典型的な燃料電池として高分子電解質型燃料電池がある。この高分子電解質型燃料電池では、高分子電解質膜を挟んでアノードとカソードとが形成されており、アノード及びカソードにそれぞれ、水素を含有する燃料ガスと空気など酸素を含有する酸化剤ガス（以下、燃料ガスと酸化剤ガスとを反応ガスと総称する場合がある）とが供給される。そして、アノードにおいて、電極反応により燃料ガス中の水素原子から電子が解放されて水素イオンが生成されるとともにこの電子が外部回路（負荷）を通じてカソードに到達する。一方、水素イオンは高分子電解質膜を通過してカソードに到達する。そして、カソードにおいて、水素イオンと電子と酸化剤ガス中の酸素とが結合して水が生成される。そして、この反応の際に、電力と熱とが同時に発生する。

ところで、高分子電解質膜には、パーフルオロカーボンスルホン酸系の材料が使われている。この高分子電解質膜は水分を含んだ状態でイオン伝導性を発現するため、通常、反応ガスは加湿して燃料電池に供給される。

しかしながら、カソードでは水が生成されるため、反応ガスを過剰に加湿するとフラッディングが発生する恐れがある。一方、電池の高性能化のためには高分子電解質膜のイオン伝導度を向上させる必要があり、そのためには反応ガスを１００％の相対湿度を有するように加湿して供給することが好ましい。また、燃料電池の動作温度以下の露点を有する反応ガスを供給すると、パーフルオロカーボンスルホン酸系の電解質が分解してフッ化物イオンが高分子電解質膜から溶出し、それにより、高分子電解質膜が劣化することが判明した。

そこで、高分子電解質膜の劣化を抑制して燃料電池の寿命を向上させるために、フラッディングを防止しつつ、電池温度と同じ温度の露点を有する反応ガスを燃料電池に供給して運転する（いわゆるフル加湿運転）ことが試みられてきた（例えば、非特許文献１参照）。

また、各単電池毎に異なるガス流路構造及び／又は電極構造を備え、加湿量等の等しい反応ガスを各単電池に分配することにより、高分子電界質膜の劣化の防止とフラッディングデッの防止とを図った燃料電池システムが知られている（例えば、特許文献１参照）。
第８回 燃料電池シンポジウム講演予稿集、第６１頁乃至第６４頁（特にＦｉｇ．３及びＦｉｇ．４のキャプションに記載の運転条件参照） 特許第３５９６３３２号公報

しかしながら、非特許文献１の技術では、高分子電解質膜の劣化を十分抑制するには至っておらず、燃料電池の寿命を十分向上させることができなかった。

また、特許文献１の燃料電池システムでは、単電池毎に異なるガス流路構造及び／又は電極構造を備える必要があり、構造が複雑になってしまう。

本発明はこのような課題を解決するためになされたもので、単電池毎にガス流路又は電極の構造を異ならしめることなく、高分子電解質型燃料電池の高分子電解質膜の劣化を十分抑制することにより、燃料電池の寿命を十分向上することが可能な高分子電解質型燃料電池発電システムを提供することを目的としている。

本件発明者らは、上記課題を解決するために、鋭意検討した。すなわち、最近では電解質の劣化を抑制するため、電池温度と同じ温度の露点のガスを供給し運転することが、特に電池単体での試験においては試みられてきた。電池単体が単セルの場合には、電池温度を、面状ヒーターを用いて一定温度に保つことが多いため、電池面内での温度分布を議論しにくい状態にあるが、そのような場合には、例えば８０℃の一定温度に保った電池温度に対して８０℃の露点のガスを供給し、ガス温は露点より若干高い８５〜９０℃程度に保って試験することが行なわれてきた。また、冷却流体を用いて電池温度を制御するスタックにおいては、例えば冷却流体の入口温度が８０℃、冷却流体の出口温度が８５℃に対して、８０℃の露点のガスを供給する試みが行なわれてきた。この場合、冷却流体のフローパターンと供給ガスのフローパターンとにおける流体の流れ方向が巨視的に同じであれば、冷却流体の出口に向かって温度が上昇するように温度が分布していたとしても、カソード側では発電により水が生成し、アノード側では反応により水素が消費されてアノードを流通するガスの全量はその出口に向かって減少することから、電池内の露点は下流側に向かって上昇するよう分布するため、その入口でフル加湿を保っていれば、冷却流体の出口温度を極端に高くしない限り、電池内のガスの流路の全域でフル加湿を保つことが可能と思われていた。しかしながら、セルスタック内部の温度分布を詳細に検討した結果、スタックへの供給ガスは、一般に一旦マニホールドに供給され、マニホールドから均一に各セルに分配されるため、一旦マニホールドに供給され、マニホールドを通過する間に、マニホールド内部で電池と熱交換し、実際に各セルにガスが導入された時点では、既に１〜２℃程度温度上昇が起こり、そのためガス流路の電極にガスが導入される直近部分ではフル加湿になっていないことを見いだした。なお、フル加湿の意味については、実施の形態で説明する。

そこで、本発明の高分子電解質型燃料電池発電システムは、高分子電解質膜並びに該高分子電解質膜の両面に形成されたアノード及びカソードを有するＭＥＡと、前記ＭＥＡの一方の側に正面が前記アノードに接触するように配置され該正面の該アノードに接触する領域に溝状の燃料ガス流路が形成された導電性及び熱伝導性の板状のアノード側セパレータと、前記ＭＥＡの他方の側に正面が前記カソードに接触するように配置され該正面の該カソードに接触する領域に溝状の酸化剤ガス流路が形成された導電性及び熱伝導性の板状のカソード側セパレータと、を有するセルが複数積層されてなるセルスタックと、燃料ガスの入口と、酸化剤ガスの入口と、冷却流体の入口と、冷却流体の出口と、前記アノード及び前記カソードからなる発電領域と、を備える燃料電池と、
燃料ガスの前記入口に燃料ガスを供給する燃料ガス供給装置と、
酸化剤ガスの前記入口に酸化剤ガスを供給する酸化剤ガス供給装置と、
冷却流体の前記入口、冷却流体経路、及び冷却流体の前記出口を通るように冷却流体を流すことにより該燃料電池を冷却する冷却流体供給装置と、
制御装置と、を備え、
前記セルスタックの内部に、燃料ガス供給マニホ−ルド、燃料ガス排出マニホ−ルド、酸化剤ガス供給マニホ−ルド、酸化剤ガス排出マニホールド、冷却流体供給マニホ−ルド、及び冷却流体排出マニホ−ルドが前記セルの積層方向に延びるように形成され、
前記各アノード側セパレータの前記燃料ガス流路が前記燃料ガス供給マニホ−ルドと前記燃料ガス排出マニホ−ルドとを接続するように形成され、
前記各カソード側セパレータの前記酸化剤ガス流路が前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドと前記酸化剤ガス排出マニホ−ルドとを接続するように形成され、
１セル毎又は２セル毎に、前記冷却流体流路が、前記アノードセパレータ及び前記カソードセパレータのうちの少なくともいずれかの背面の、前記セルの積層方向から見て前記発電領域と重なる領域に前記冷却流体供給マニホ−ルドと前記冷却流体主排出マニホールドとを接続するように形成され、
前記燃料ガス供給マニホ−ルドの上流側の端が燃料ガスの前記入口に連通しかつ前記燃料ガス排出マニホ−ルドの下流側の端が外部に連通し、
前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドの上流側の端が酸化剤ガスの前記入口に連通しかつ前記酸化剤ガス排出マニホ−ルドの下流側の端が外部に連通し、
前記冷却流体供給マニホ−ルドの上流側の端が冷却流体の前記入口に連通しかつ前記冷却流体排出マニホ−ルドの下流側の端が冷却流体の前記出口に連通し、
前記燃料ガス流路及び前記酸化剤ガス流路の各々の最上流部と前記冷却流体流路の最上流部とが前記セルの積層方向から見て概ね同じ位置に位置し、かつ、前記燃料ガス流路及び前記酸化剤ガス流路の各々の最下流部と前記冷却流体流路の最下流部とが前記セルの積層方向から見て概ね同じ位置に位置するように形成され、
前記燃料ガス及び前記酸化剤ガスの少なくともいずれかの前記入口における全水分量を露点に換算した温度（以下、入口露点換算温度）をＴ１で表し、前記冷却流体の前記入口における温度（以下、冷却流体入口温度）をＴ２で表し、前記冷却流体の前記出口における温度（以下、冷却流体出口温度）をＴ３で表し、Ｔ３−Ｔ２をΔＴで表し、かつ、前記セルスタックにおいて積層された前記セルの数をＮで表した場合に、前記制御装置は、前記燃料電池の前記発電領域において前記燃料ガスと酸化剤ガスとが反応して発熱を伴う発電が行われる時に、１セル毎に、前記冷却流体流路が、前記アノードセパレータ及び前記カソードセパレータのうちの少なくともいずれかの背面に形成されている場合には、Ｔ１≧Ｔ２＋２℃という第１の条件と、Ｔ３−Ｔ２≦１５℃という第２の条件と、Ｔ１≧Ｔ２＋（Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）×ΔＴ／８℃）であり、Ｘが１〜２．５の範囲の数値であり、Ｙが０．０２〜０．０２７の範囲の数値であるという第３の条件とを同時に満たすように、前記冷却流体供給装置を介して前記冷却流体入口温度を制御し、２セル毎に、前記冷却流体流路が、前記アノードセパレータ及び前記カソードセパレータのうちの少なくともいずれかの背面に形成されている場合には、前記第１の条件と、前記第２の条件と、Ｔ１≧Ｔ２＋（Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）×ΔＴ／８℃）であり、Ｘが２．８〜４．２の範囲の数値であり、Ｙが０．０１３〜０．０３３の範囲の数値であるという第４の条件とを同時に満たすように、前記冷却流体供給装置を介して前記冷却流体入口温度を制御する。

このような構成とすると、燃料ガス及び酸化剤ガスの少なくともいずれかの入口露点換算温度が、冷却流体供給マニホ−ルドによる冷却流体の温度上昇による燃料電池の温度上昇を見込んだものとなるので、燃料電池に供給される当該ガスの冷却流体供給マニホ−ルドによる冷却流体の温度上昇による乾燥を抑制することができる。また、発電領域を全域に渡ってフル加湿又は過加湿の状態に保つことができる。また、燃料ガス及び酸化剤ガスの少なくともいずれかの入口露点換算温度が、冷却流体供給マニホ−ルドの両端における温度差により生じるセルスタックの両端間における温度差を見込んだものとなるので、各セル入口における当該ガスをフル加湿又は過加湿の状態に保つことができる。過加湿の意味については、実施の形態で説明する。

前記高分子電解質型燃料電池発電システムは、前記燃料ガス及び前記酸化剤ガスの少なくともいずれかの前記入口露点換算温度を調整するための露点調整装置を備えていてもよい。

前記セルの積層方向から見て、前記セルスタックの一方の半分の周縁部に、前記燃料ガス供給マニホ−ルド、前記酸化剤ガス供給マニホ−ルド、及び前記冷却流体供給マニホ−ルドが形成され、かつ前記セルスタックの他方の半分の周縁部に、前記燃料ガス排出マニホ−ルド、前記酸化剤ガス排出マニホールド、及び前記冷却流体排出マニホ−ルドが形成されており、前記燃料ガス供給マニホ−ルド及び前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドのうち前記冷却流体供給マニホールドに近い方のマニホールドを流れるガスについての前記条件において、Ｘが１．０〜１．５の範囲の数値であり、Ｙが０．０２〜０．０２７の範囲の数値であり、かつ前記燃料ガス供給マニホ−ルド及び前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドのうち前記冷却流体供給マニホールドに遠い方のマニホールドを流れるガスについての前記条件において、Ｘが２．０〜２．５であり、Ｙが０．０２〜０．０２３であってもよい。

燃料ガス及び前記酸化剤ガスの好ましい入口露点換算温度は、燃料ガス供給マニホ−ルド及び酸化剤ガス供給マニホ−ルドと冷却流体供給マニホールドとの位置関係により定まるので、このような構成とすると、各セル入口における当該ガスをより好適にフル加湿又は過加湿の状態に保つことができる。

前記セルの積層方向から見て、前記セルスタックの一方の半分の周縁部に、前記燃料ガス供給マニホ−ルド、前記酸化剤ガス供給マニホ−ルド、及び前記冷却流体供給マニホ−ルドが形成され、かつ前記セルスタックの他方の半分の周縁部に、前記燃料ガス排出マニホ−ルド、前記酸化剤ガス排出マニホールド、及び前記冷却流体排出マニホ−ルドが形成されており、前記燃料ガス供給マニホ−ルド及び前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドのうち前記冷却流体供給マニホールドに近い方のマニホールドを流れるガスについての前記条件において、Ｘが２．８〜３．３の範囲の数値であり、Ｙが０．０１３〜０．０３３の範囲の数値であり、かつ前記燃料ガス供給マニホ−ルド及び前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドのうち前記冷却流体供給マニホールドに遠い方のマニホールドを流れるガスについての前記条件において、Ｘが３．７〜４．２の範囲の数値であり、Ｙが０．０１３〜０．０３０の範囲の数値であってもよい。

燃料ガス及び前記酸化剤ガスの好ましい入口露点換算温度は、燃料ガス供給マニホ−ルド及び酸化剤ガス供給マニホ−ルドと冷却流体供給マニホールドとの位置関係により定まるので、このような構成とすると、各セル入口における当該ガスをより好適にフル加湿又は過加湿の状態に保つことができる。

前記制御装置は、前記発電が行われる時に、Ｔ３−Ｔ２≦１０℃の条件を満たすように、前記冷却流体出口温度を制御してもよい。

前記燃料電池に供給される前記燃料ガス（以下、供給燃料ガス）と前記燃料電池から排出される前記燃料ガス（以下、排出燃料ガス）との全熱交換及び前記燃料電池に供給される前記酸化剤ガス（以下、供給酸化剤ガス）と前記燃料電池から排出される前記酸化剤ガス（以下、排出酸化剤ガス）との全熱交換のうちの少なくともいずれかを行い、それにより前記全熱交換を行ったガスの前記入口露点換算温度を調整する露点調整装置を備えていてもよい。

このような構成とすると、供給燃料ガス及び供給酸化剤の少なくともいずれかの入口露点換算温度が冷却流体の出口温度に連動して変化するので、当該入口露点換算温度の制御が容易になる。

前記燃料ガス及び前記酸化剤ガスの少なくともいずれかの前記入口露点換算温度、前記冷却流体入口温度、及び前記冷却流体出口温度が、前記発電が行われる時に、Ｔ２≦Ｔ１≦Ｔ３の条件を満たしてもよい。

前記露点調整装置が、前記発電が行われる時にＴ３−Ｔ１≧１℃の条件が満たされるように構成されていてもよい。

前記露点調整装置が、前記発電が行われる時にＴ３−Ｔ１≧２℃の条件が満たされるように構成されていてもよい。

前記露点調整装置は、前記供給燃料ガスと前記排出燃料ガスとの全熱交換及び前記供給酸化剤ガスと前記排出酸化剤ガスとの全熱交換のうちの少なくともいずれかを行い、かつこの全熱交換を行ったガスと前記燃料電池から排出される冷却流体とを全熱交換し、この冷却流体と全熱交換したガスを前記燃料電池に供給するよう構成されていてもよい。

前記露点調整装置が、前記発電が行われる時にＴ３−Ｔ１≧４℃の条件が満たされるように構成されていてもよい。

前記露点調整装置は、前記供給燃料ガスと前記排出燃料ガスとの全熱交換及び前記供給酸化剤ガスと前記排出酸化剤ガスとの全熱交換のうちの少なくともいずれかを行い、かつこの全熱交換を行ったガスと前記燃料電池から排出される冷却流体とを単に熱交換し、この冷却流体と熱交換したガスを前記燃料電池に供給するよう構成されていてもよい。

前記露点調整装置は、前記供給燃料ガスと前記燃料電池から排出される冷却流体との全熱交換及び前記供給酸化剤ガスと前記燃料電池から排出される冷却流体との全熱交換のうちの少なくともいずれかを行い、この全熱交換したガスを前記燃料電池に供給するよう構成されていてもよい。

前記冷却流体供給装置は、前記燃料電池の前記冷却流体経路の両端に閉流路を形成するように接続された冷却流体循環流路と、前記冷却流体循環流路中に設けられ前記冷却流体を、前記閉流路を通って循環させる冷却流体循環器と、前記冷却流体循環流路に前記冷却流体循環器と前記燃料電池の前記冷却流体の出口との間に位置するように設けられ前記冷却流体の保持する熱を放出させる放熱器とを有していてもよい。

前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記燃料ガス及び前記酸化剤ガスの少なくともいずれかの前記燃料電池からの出口における全水分量を露点に換算した温度をＴ４で表した場合に、Ｔ４≧Ｔ３の条件を満たすように、前記冷却流体出口温度を制御してもよい。

前記制御装置は、前記発電が行われる時に、５０℃≧Ｔ２≧７０℃の条件を満たすように、前記冷却流体入口温度を制御してもよい。入口露点換算温度Ｔ２が７０℃のとき、酸化剤ガスの利用率が６５％以上にならなければ冷却流体の出口露点換算温度が８０℃（入口露点換算温度Ｔ２に対して＋１０℃）にならず、かつ酸化剤ガスの利用率が６５％以上の運転条件は現実的ではないからである。

前記制御装置は、前記発電が行われる時に、５℃≦Ｔ３−Ｔ２の条件を満たすように、前記冷却流体出口温度を制御してもよい。このように構成してこそ、燃料電池に供給する燃料ガス又は酸化剤ガスを、燃料電池から排出される燃料ガス、酸化剤ガス、又は冷却水と全熱交換することができる。また、冷却流体が受け取った熱を給湯に利用する場合に、給湯水の温度を６０℃以上に保つことができる。

前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記発電領域の全域に渡って過加湿又はフル加湿となるよう、前記冷却流体供給装置を介して前記冷却流体の流通を制御してもよい。

前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記燃料剤ガス供給装置を制御して、前記燃料ガス流路の出口における前記燃料ガスの流速が１．８ｍ／ｓ以上でかつ４．１ｍ／ｓ以下となるように前記燃料ガスを供給してもよい。

このような構成とすると、発電領域を過加湿に保つことによるフラッディングの発生を防止することができる。

前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記燃料ガス供給マニホールド、前記燃料ガス流路、及び前記燃料ガス排出マニホールドの圧力損失が２ｋＰａ以上でかつ１０ｋＰａ以下となるように燃料ガスの供給を制御してもよい。

前記燃料ガス流路は、複数の流路溝で構成されており、該流路溝の相当直径が０．７８ｍｍ以上でかつ１．３０ｍｍ以下であってもよい。

前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記酸化剤ガス供給装置を制御して、前記酸化剤ガス流路の出口における前記酸化剤ガスの流速が２．８ｍ／ｓ以上でかつ７．７ｍ／ｓ以下となるように前記酸化剤ガスを供給してもよい。

このような構成とすると、発電領域を過加湿に保つことによるフラッディングの発生を防止することができる。

前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記酸化剤ガス供給マニホールド、前記酸化剤ガス流路、及び前記酸化剤ガス排出マニホールドの圧力損失が２ｋＰａ以上でかつ１０ｋＰａ以下となるように前記酸化剤ガスの供給を制御してもよい。

前記酸化剤ガス流路は、それぞれ、複数の流路溝で構成されており、該流路溝の相当直径が０．７８ｍｍ以上でかつ１．３０ｍｍ以下であってもよい。

前記燃料ガス流路、前記酸化剤ガス流路、及び前記冷却流体流路は、それぞれ、前記燃料ガス、前記酸化剤ガス、及び前記冷却流体が重力に逆らわずに流れるように形成されていてもよい。

本発明は上記のように構成され、高分子電解質型燃料電池発電システムにおいて、単電池毎にガス流路又は電極の構造を異ならしめることなく、燃料電池の高分子電解質膜の劣化を十分抑制することにより、燃料電池の寿命を十分向上することができるという効果を奏する。

以下、本発明の好ましい実施の形態を、図面を参照しながら説明する。
（実施の形態１）
図１は本発明の実施の形態１に係る高分子電解質型燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。

本実施の形態の高分子電界質型燃料電池発電システム（以下、単に燃料電池発電システムという）は高分子電解質型燃料電池（以下、単に燃料電池という）１０１を備えている。燃料電池１０１の、アノードへ燃料ガスを供給するための燃料ガス入口４０３には、燃料ガス供給流路１０９を介して燃料ガス供給装置１０２が接続されている。燃料ガス供給装置１０２は、燃料電池１０１のアノードに燃料ガスを供給する。燃料ガスには、水素ガス、炭化水素系のガスを改質した改質ガス等が用いられる。燃料ガス供給装置１０２は、本実施の形態では、原料ガスから燃料ガスとして改質ガスを生成する水素生成装置で構成されている。原料ガスとしては、ここでは天然ガスが用いられる。

燃料電池１０１の、カソードへ酸化剤ガスを供給するための酸化剤ガス入口４０４には、酸化剤ガス供給流路１０７を介して酸化剤ガス供給装置１０３が接続されている。酸化剤ガス供給装置１０３は、燃料電池１０１のカソードに酸化剤ガスを供給する。酸化剤ガスとして、ここでは空気が用いられる。酸化剤ガス供給装置１０３は、本実施の形態では、空気ブロワで構成されている。燃料電池１０１のアノード及びカソードに供給された燃料ガス及び酸化剤ガスはそこで化学反応し、この化学反応により電力及び熱（以下、排熱という）が発生する。燃料電池１０１の、アノードから燃料ガスを排出するための燃料ガス出口（図１に示さず）には、燃料ガス排出流路１１０が接続されており、上述の化学反応に寄与しなかった余剰の燃料ガスはアノードから燃料ガス排出流路１１０に排出されて適宜処理される。例えば、燃料ガス排出流路１１０に排出された余剰の燃料ガスは、燃料ガス供給装置１０２を構成する水素生成装置の改質部加熱用の燃料として用いられたり、専用のバーナで燃焼処理されたり、あるいは適宜希釈して大気中に放出されたりする。

また、燃料電池１０１の、カソードから酸化剤ガスを排出するための酸化剤ガス出口（図１に示さず）には、酸化剤ガス排出流路１１１が接続されており、上述の化学反応に寄与しなかった余剰の酸化剤ガスはカソードから酸化剤ガス排出流路１１１を通じて大気中に放出される。

一方、この燃料電池発電システム１００には、燃料電池１０１を通過するように、冷却流体循環経路としての冷却水循環流路１１２が形成されている。冷却水循環流路１１２には冷却流体として水（以下、冷却水という）が循環される。なお、冷却流体として例えば不凍液を用いてもよい。冷却水循環流路１１２には放熱器１０５と循環ポンプ１０６とが配設されている。この冷却水循環流路１１２、放熱器１０５、及び循環ポンプ１０６が冷却システム１０４を構成している。放熱装置１０５は、燃料電池１０１から冷却水に伝達された熱を冷却水から放出させるもので、例えば、冷却水から排熱を受け取ってこの排熱を利用する排熱利用システム、あるいは、フィンが形成された路壁を有する冷却水流路と該フィンに送風する送風機とを有する風冷装置等で構成されている。この冷却システム１０４では、循環ポンプ１０６により冷却水を、冷却水循環流路１１２を通って図１の矢印方向に循環させることにより、冷却水が燃料電池１０１から受け取った排熱を放熱装置１０５で放出する。これにより、燃料電池１０１が冷却される。この場合、放熱装置１０５において、冷却水の単位流量当たりの放熱量を調整することができ、一方、冷却水循環ポンプ１０６において冷却水の流量を調整することができる。従って、放熱装置１０５及び冷却水循環ポンプ１０６の各々が冷却水の放熱量を決定することができ、これらの各々が冷却水の温度調節手段として機能する。

さらに、燃料電池発電システム１００は、アノード側全熱交換器１１７とカソード側全熱交換器１１８とを有している。

アノード側全熱交換器１１７は、内部に、供給側燃料ガス流路１１７ａ、排出側燃料ガス流路１１７ｂ、及び冷却水流路１１７ｃが形成されている。そして、供給側燃料ガス流路１１７ａを流れるガスと排出側燃料ガス流路１１７ｂを流れるガスとが全熱交換可能に形成されている。具体的には、供給側燃料ガス流路１１７ａの一部と排出側燃料ガス流路１１７ｂの一部とが全熱交換膜を隔てて隣接するように形成されている。全熱交換膜として、例えば、燃料電池１０１に用いられる固体高分子電解質膜が用いられている。また、供給側燃料ガス流路１１７ａを流れる全熱交換後のガスが冷却水流路１１７ｃを流れる冷却水と全熱交換可能に形成されている。そして、供給側燃料ガス流路１１７ａが燃料ガス供給流路１０９の途中に挿入されるようにして該燃料ガス供給流路１０９に接続され、排出側燃料ガス流路１１７ｂが燃料ガス排出流路１１０の途中に挿入されるようにして該燃料ガス排出流路１１０に接続されている。また、冷却水循環流路１１２は一部が２つの分流路１１２ａ，１１２ｂ（ここでは分流比１：１）で構成されており、冷却水流路１１７ｃが冷却水循環流路１１２の一方の分流路１１２ａの途中に挿入されるようにして該分流路１１２ａに接続されている。

これにより、燃料ガス供給装置１０２から流出した燃料ガスが、アノード側全熱交換器１１７において、燃料電池１０１から排出された燃料ガスにより加湿及び加熱され、さらに燃料電池１０１から排熱を受け取って昇温した冷却水で加湿及び加熱され、それにより、所定の後述する露点換算温度を有する燃料ガスとなる。そして、この所定の露点換算温度を有する燃料ガスが燃料電池１０１の燃料ガス入口４０３を経てアノードに供給される。

一方、カソード側全熱交換器１１８は、内部に、供給側酸化剤ガス流路１１８ａ、排出側酸化剤ガス流路１１８ｂ、及び冷却水流路１１８ｃが形成されている。そして、供給側酸化剤ガス流路１１８ａを流れるガスと排出側酸化剤ガス流路１１８ｂを流れるガスとが全熱交換可能に形成されている。具体的には、供給側酸化剤ガス流路１１８ａの一部と排出側酸化剤ガス流路１１８ｂの一部とが全熱交換膜を隔てて隣接するように形成されている。全熱交換膜として、例えば、燃料電池１０１に用いられる固体高分子電解質膜が用いられている。また、供給側酸化剤ガス流路１１８ａを流れる全熱交換後のガスが冷却水流路１１８ｃを流れる冷却水と全熱交換可能に形成されている。そして、供給側酸化剤ガス流路１１８ａが酸化剤ガス供給流路１０７の途中に挿入されるようにして該酸化剤ガス供給流路１０７に接続され、排出側酸化剤ガス流路１１８ｂが酸化剤ガス排出流路１１１の途中に挿入されるようにして該酸化剤ガス排出流路１１１に接続され、冷却水流路１１８ｃが冷却水循環流路１１２の他方の分流路１１２ｂの途中に挿入されるようにして該分流路１１２ｂに接続されている。

これにより、酸化剤ガス供給装置１０３から流出した酸化剤ガスが、カソード側全熱交換器１１８において、燃料電池１０１から排出された酸化剤ガスにより加湿及び加熱され、さらに燃料電池１０１から排熱を受け取って昇温した冷却水で加熱され、それにより、所定の後述する露点換算温度を有する酸化剤ガスとなる。そして、この所定の露点換算温度を有する酸化剤ガスが燃料電池１０１の酸化剤ガス入口４０４を経てカソードに供給される。

ここで、図１において、燃料電池１０１及び全熱交換器１１７，１１８における各ガス及び冷却流体の流れ方向は単に模式的に表されているに過ぎず、各ガス及び冷却流体の相互間の流れ方向の関係（例えば、いわゆる平行流、対向流等）を示すものではない。これは、以降の図１４乃至図１７においても同様である。

また、燃料電池発電システム１００は入口温度センサＴＳ１と出口温度センサＴＳ２と制御装置１０８とを備えている。入口温度センサＴＳ１及び出口温度センサＴＳ２は、ここではサーミスタでそれぞれ構成され、冷却水循環流路１１２の燃料電池１０１（正確には後述するセルスタック１）の入口４０１及び出口４０２における冷却水の温度をそれぞれ検出して、その検出値を制御装置１０８にそれぞれ入力する。制御装置１０８は、マイコン等の演算装置で構成され、燃料電池発電システム１００の所要の構成要素を制御して該燃料電池発電装置１００の動作を制御する。ここで、本明細書においては、制御装置とは、単独の制御装置だけでなく、複数の制御装置が協働して制御を実行する制御装置群をも意味する。よって、制御装置１０８は、必ずしも単独の制御装置で構成される必要はなく、複数の制御装置が分散配置されていて、それらが協働して燃料電池発電装置１０１の動作を制御するよう構成されていてもよい。

制御装置１０８は、具体的には、少なくとも燃料ガス供給装置１０２、酸化剤ガス供給装置１０３、放熱装置１０５、及び冷却水循環ポンプ１０９を制御し、特に、入口温度センサＴＳ１及び出口温度センサＴＳ２の検出値に基づいて放熱装置１０５及び冷却水循環ポンプ１０９の少なくともいずれかを制御して、冷却水の温度を所定の温度に調整する。

次に、燃料電池１０１の構造を詳しく説明する。

図２は図１の燃料電池の概略の構成を示す斜視図、図３は図２のIII−III平面に沿った断面図である。

図２においては、燃料電池における上下方向を、図における上下方向として表している。なお、これは、後述する図４乃至図７においても同様である。

図２に示すように、燃料電池１０１はセルスタック１を有している。セルスタック１は、板状の全体形状を有するセル２がその厚み方向に積層されてなるセル積層体２０１と、セル積層体２０１の両端に配置された第１及び第２の端板３Ａ，３Ｂと、セル積層体２０１と第１及び第２の端板３Ａ，３Ｂとをセル２の積層方向において締結する図示されない締結具とを有している。また、第１及び第２の端板３Ａ，３Ｂには集電端子がそれぞれ配設されているが図示を省略している。板状のセル２は、鉛直面に平行に延在しており、従って、セル２の積層方向は水平方向となっている。

セル積層体２０１の一方の側部（以下、第１の側部という）の上部には、該セル積層体２０１を積層方向に貫通するように酸化剤ガス供給マニホールド４が形成されている。酸化剤ガス供給マニホールド４の一端は第１の端板３Ａに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口（酸化剤ガス入口４０４）に図１の酸化剤ガス供給路１０７を構成する酸化剤ガス供給配管５１が接続されている。酸化剤ガス供給マニホールド４の他端は第２の端板３Ｂによって閉鎖されている。また、セル積層体２０１の他方の側部（以下、第２の側部）の下部には、該セル積層体２０１を積層方向に貫通するように酸化剤ガス排出マニホールド７が形成されている。酸化剤ガス供給マニホールド７の一端は第１の端板３Ａによって閉鎖されている。酸化剤ガス排出マニホールド７の他端は第２の端板３Ｂに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口（酸化剤ガス出口）に図１の酸化剤ガス排出路１１１を構成する酸化剤ガス排出配管５２が接続されている。

セル積層体２０１の第２の側部の上部には、該セル積層体２０１を積層方向に貫通するように燃料ガス供給マニホールド５が形成されている。燃料ガス供給マニホールド５の一端は第１の端板３Ａに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口（燃料ガス入口）４０３に図１の燃料ガス供給路１０９を構成する燃料ガス供給配管５３が接続されている。燃料ガス供給マニホールド５の他端は第２の端板３Ｂによって閉鎖されている。

また、セル積層体２０１の第１の側部の下部には、該セル積層体２０１を積層方向に貫通するように燃料ガス排出マニホールド６が形成されている。燃料ガス排出マニホールド６の一端は第１の端板３Ａによって閉鎖されている。燃料ガス供給マニホールド５の他端は第２の端板３Ｂに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口（燃料ガス出口）に図１の燃料ガス排出路１１０を構成する燃料ガス排出配管５４が接続されている。

酸化剤ガス供給マニホールド４の上部の内側には、セル積層体２０１を積層方向に貫通するように冷却水供給マニホールド８が形成されている。冷却水供給マニホールド８の一端は第１の端板３Ａに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口（冷却水入口４０１）冷却水供給配管３０が接続されている。冷却水供給配管３０は、図１の冷却水循環流路１１２の、循環ポンプ１０６の吐出ポート（図示せず）と燃料電池１０１との間の部分を構成している。冷却水供給マニホールド８の他端は第２の端板３Ｂによって閉鎖されている。

また、酸化剤ガス排出マニホールド７の下部の内側には、セル積層体２０１を積層方向に貫通するように冷却水排出マニホールド９が形成されている。冷却水排出マニホールド９の一端は第１の端板３Ａによって閉鎖されている。冷却水排出マニホールド９の他端は第２の端板３Ｂに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口（冷却水出口４０２）に冷却水排出配管３１が接続されている。冷却水供給配管３１は、図１の冷却水循環流路１１２の、循環ポンプ１０６の吸入ポートと燃料電池１０１との間の部分を構成している。

図３に示すように、セル２は、板状のＭＥＡ４３と、ＭＡ４３の両主面に接触するように配置されたカソード側セパレータ１０及びアノード側セパレータ２０とで構成されている。そして、互いに隣接するセル２、２において、一方のセル２のカソード側セパレータ１０の背面と他方のセル２のアノード側セパレータ２０の背面とが接触するようにして、セル２が積層されている。ＭＥＡ４３、カソード側セパレータ１０、及びアノード側セパレータ２０は、互いに同じ大きさの同じ形状（ここでは矩形）に形成されている。そして、ＭＥＡ４３、カソード側セパレータ１０、及びアノード側セパレータ２０には、互いに対応する所定の箇所に、これらを厚み方向に貫通する、酸化剤の入口マニホールド孔、酸化剤の出口マニホールド孔、燃料の入口マニホールド孔、燃料の出口マニホールド孔、冷却水の入口マニホールド孔、及び冷却水の出口マニホールド孔が形成され、全てのセル２におけるＭＥＡ４３、カソード側セパレータ１０、及びアノード側セパレータ２０の、酸化剤の入口マニホールド孔、酸化剤の出口マニホールド孔、燃料の入口マニホールド孔、燃料の出口マニホールド孔、冷却水の入口マニホールド孔、及び冷却水の出口マニホールド孔が、それぞれ繋がって、酸化剤供給マニホールド４、酸化剤排出マニホールド７、燃料供給マニホールド５、燃料排出マニホールド６、冷却水供給ニホールド８、及び冷却水排出マニホールド９が、それぞれ形成されている。

カソード側セパレータ１０の正面及び背面には、それぞれ、酸化剤ガス流路１７及び冷却水流路１９が形成されている。酸化剤ガス流路１７は後述するように、酸化剤ガスの入口マニホールド孔と酸化剤ガスの出口マニホールド孔とを接続するように形成され、冷却水流路１９は後述するように、冷却水の入口マニホールド孔と冷却水の出口マニホールド孔とを接続するように形成されている。そして、カソード側セパレータ１０は、正面がＭＥＡ４３に接触するように配置されている。

アノード側セパレータ２０の正面及び背面には、それぞれ、燃料ガス流路２８及び冷却水流路２９が形成されている。燃料ガス流路１９は後述するように、燃料ガスの入口マニホールド孔と燃料ガスの出口マニホールド孔とを接続するように形成され、冷却水流路２９は後述するように、冷却水の入口マニホールド孔と冷却水の出口マニホールド孔とを接続するように形成されている。そして、アノード側セパレータ２０は、正面がＭＥＡ４３に接触するように配置されている。

各流路１７、１９、２８、２９はカソード側セパレータ１０又はアノード側セパレータ２０の主面に形成された溝で構成されている。また、各流路１７、１９、２８、２９は、図３では、それぞれ、２つの流路で構成されているが、多数の流路で構成されていてもよい。また、隣接するカソード側セパレータ１０の冷却水流路１９とアノード側セパレータ２０の冷却水流路２９とは、セル２が積層されたとき互いに合わさる（接合する）ように形成されており、両者で１つの冷却水流路が形成されている。

また、カソード側セパレータ１０の背面及びアノード側セパレータ２０の背面には、冷却水の入口マニホールド孔及び出口マニホールド孔並びに冷却水流路と、酸化剤の入口マニホールド孔と、酸化剤の出口マニホールド孔と、燃料の入口マニホールド孔と、燃料の出口マニホールド孔とを、それぞれ、囲むようにＯリング収容溝が形成され、その溝にＯリング４７がそれぞれ配置されている。これにより、前記のマニホールド孔等が互いにシールされている。

ＭＥＡ４３は、高分子電解質膜４１と、カソード４２Ａと、アノード４２Ｂと、一対のガスケット４６と、を有している。そして、高分子電解質膜４１の縁部以外の部分の両面にそれぞれカソード４２Ａ及びアノード４２Ｂが形成され、高分子電解質膜４１の縁部の両面にカソード４２Ａ及びアノード４２Ｂをそれぞれ囲むようにガスケット４６が配置されている。一対のガスケット４６、カソード４２Ａ、アノード４２Ｂ、及び高分子電解質膜４１は互いに一体化されている。

高分子電解質膜４１は、水素イオンを選択的に輸送可能な材料で構成され、ここでは、パーフルオロカーボンスルホン酸系の材料で構成されている。カソード４２Ａ及びアノード４２Ｂは、高分子電解質４１の互いに反対の主面にそれぞれ形成された触媒層（図示せず）とこの触媒層の上に形成されたガス拡散層（図示せず）とで構成されている。触媒層は白金系の金属触媒を担持したカーボン粉末で主に構成されている。ガス拡散層は通気性と導電性とを有する不織布、紙などで構成されている。

また、カソード４２Ａと、アノード４２Ｂと、カソード側セパレータ１０における酸化剤ガス流路１７が形成された領域及び冷却水流路１９が形成された領域と、アノード側セパレータ２０における燃料ガス流路２８が形成された領域及び冷却水流路２９が形成された領域とは、セル２の積層方向から見て、互いに、実質的に全体的に重なり合うように配設されている。

次に、カソード側セパレータ及びアノード側セパレータについて詳しく説明する。

図４はカソード側セパレータの正面図、図５はその背面図、図６はアノード側セパレータの正面図、図７はその背面図である。

図４に示すように、カソード側セパレータ１０は、酸化剤ガスの入口マニホールド孔１１及び出口マニホールド孔１３、燃料ガスの入口マニホールド孔１２及び出口マニホールド孔１４並びに冷却水の入口マニホールド孔１５及び出口マニホールド孔１６を有する。セパレータ１０は、さらに、カソードと対向する面に、マニホールド孔１１と１３とを接続するガス流路１７を有し、背面には、冷却水のマニホールド孔１５と１６を接続する流路１９を有する。

図４において、酸化剤ガスの入口マニホールド孔１１はセパレータ１０の一方の側部（図面左側の側部：以下、第１の側部という）の上部に設けられ、出口マニホールド孔１３はセパレータ１０の他方の側部（図面右側の側部：以下、第２の側部という）の下部に設けられている。燃料ガスの入口マニホールド孔１２は、セパレータ１０の第２の側部の上部に設けられ、出口マニホールド孔１４はセパレータ１０の第１の側部の下部に設けられている。冷却水の入口マニホールド孔１５は酸化剤ガスの入口マニホールド孔１１の上部の内側に設けられ、出口マニホールド孔１６は酸化剤ガスの出口マニホールド孔１３の下部の内側に設けられている。酸化剤ガスの入口マニホールド孔１１及び出口マニホールド孔１３、燃料ガスの入口マニホールド孔１２及び出口マニホールド孔１４は、鉛直方向に長い長孔形状に形成されている。また、冷却水マニホールド孔１５、１６は、水平方向に長い長孔形状に形成されている。

酸化剤ガス流路１７は、本実施の形態では２つの流路（流路溝）で構成されている。もちろん、任意の数の流路で構成することができる。各流路は、水平方向に延びる水平部１７ａと、鉛直方向に延びる鉛直部１７ｂとで実質的に構成されている。具体的には、酸化剤ガス流路１７の各流路は、酸化剤ガスの入り口マニホールド孔１１の上部からセパレータ１０の第２の側部まで水平に延び、そこから下方にある距離延び、そこから水平にセパレータ１０の第１の側部まで水平に延び、そこから下方にある距離延びている。そして、そこから、上記の延在パターンを２回繰り返し、その到達点から酸化剤ガスの出口マニホールド孔１３の下部に至るように水平に延びている。そして、各流路の水平に延びる部分が水平部１７ａを形成し、下方に延びる部分が鉛直部１７ｂを形成している。これにより、酸化剤ガス流路１７では、酸化剤ガスが、水平部１７ａと鉛直部１７ｂとを交互に通過するようにして蛇行しながら重力に逆らわずに流れ、その結果、フラッディングが抑制される。

なお、各流路は、ここでは水平部１７ａと鉛直部１７ｂとで構成されているが、ガスの通流方向に向かって水平又は下り勾配（垂直を含む）となるように形成されていればよい。但し、各流路を水平部１７ａと鉛直部１７ｂとで構成すると、酸化剤ガス流路１７を高密度で形成することができる。

図５において、冷却水流路１９は、２つの流路（流路溝）で構成されている。各流路は、水平方向に延びる水平部１９ａと、鉛直方向に延びる鉛直部１９ｂとで実質的に構成されている。具体的には、冷却水流路１９の各流路は、冷却水の入り口マニホールド孔１５の、酸化剤ガスの入り口マニホールド孔１１に近い方の端部からある距離下方に延び、そこから、セパレータ１０の第２の側部（図面左側の側部）まで水平に延び、そこから下方にある距離延び、そこから第１の側部（図面右側の側部）まで水平に延びている。そして、そこから、上記の延在パターンを２回半繰り返し、その到達点から冷却水の出口マニホールド孔１６の、酸化剤ガスの出口マニホールド孔１３に近い方の端部に至るように下方に延びている。そして、各流路の水平に延びる部分が水平部１９ａを形成し、下方に延びる部分が鉛直部１９ｂを形成している。これにより、冷却水流路１９では、冷却水が、水平部１９ａと鉛直部１９ｂとを交互に通過するようにして蛇行しながら重力に逆らわずに流れる。

そして、ここで重要なことは、以下の点である。すなわち、冷却水の入口マニホールド孔１５と酸化剤ガスの入口マニホールド孔１１とが近接して設けられ、冷却水の出口マニホールド孔１６と酸化剤ガスの出口マニホールド孔１３とが近接して設けられ、かつセパレータ１０の厚み方向から見て、冷却水流路１８が酸化剤ガス流路１７と実質的に重なるように形成されており、その結果、冷却水と酸化剤ガスとがセパレータ１０を挟んで実質的に同じ方向に流れるという点である。このように構成することにより、セパレータ１０の厚み方向から見て、最も相対湿度が低くなる酸化剤ガス入口部分と冷却水の入口部分とがほぼ一致するので、高分子電解質膜の乾きを解消することができ、ひいては高分子電解質膜の耐久性を向上することができる。

なお、各流路は、ここでは水平部１９ａと鉛直部１９ｂとで実質的に構成されているが、冷却水の通流方向に向かって水平又は下り勾配となるように形成されていればよい。但し、各流路を水平部１９ａと鉛直部１９ｂとで構成すると、冷却水流路１９を高密度で形成することができる。

図６に示すように、アノード側セパレータ２０は、酸化剤ガスの入口マニホールド孔２１及び出口マニホールド孔２３、燃料ガスの入口マニホールド孔２２及び出口マニホールド孔２４並びに冷却水の入口マニホールド孔２５及び出口マニホールド孔２６を有する。セパレータ２０は、さらに、アノードと対向する面に、マニホールド孔２２と２４とを接続するガス流路２８を有し、背面には、冷却水のマニホールド孔２５と２６を接続する流路２９を有する。

図６において、酸化剤ガスの入口マニホールド孔２１はセパレータ２０の一方の側部（図面右側の側部：以下、第１の側部という）の上部に設けられ、出口マニホールド孔２３はセパレータ２０の他方の側部（図面左側の側部：以下、第２の側部という）の下部に設けられている。燃料ガスの入口マニホールド孔２２は、セパレータ２０の第２の側部の上部に設けられ、出口マニホールド孔２４はセパレータ２０の第１の側部の下部に設けられている。冷却水の入口マニホールド孔２５は酸化剤ガスの入口マニホールド孔２１の上部の内側に設けられ、出口マニホールド孔２６は酸化剤ガスの出口マニホールド孔２３の下部の内側に設けられている。酸化剤ガスの入口マニホールド孔２１及び出口マニホールド孔２３、燃料ガスの入口マニホールド孔２２及び出口マニホールド孔２４は、鉛直方向に長い長孔形状に形成されている。また、冷却水マニホールド孔２５、２６は、水平方向に長い長孔形状に形成されている。

燃料ガス流路２８は、本実施の形態では２つの流路（流路溝）で構成されている。各流路は、水平方向に延びる水平部２８ａと、鉛直方向に延びる鉛直部２８ｂとで実質的に構成されている。具体的には、燃料ガス流路２８の各流路は、燃料ガスの入り口マニホールド孔２２の上部からセパレータ２０の第１の側部まで水平に延び、そこから下方にある距離延び、そこから水平にセパレータ２０の第２の側部まで水平に延び、そこから下方にある距離延びている。そして、そこから、上記の延在パターンを２回繰り返し、その到達点から燃料ガスの出口マニホールド孔２４の下部に至るように水平に延びている。そして、各流路の水平に延びる部分が水平部２８ａを形成し、下方に延びる部分が鉛直部２８ｂを形成している。これにより、燃料ガス流路２８では、燃料ガスが、水平部２８ａと鉛直部２８ｂとを交互に通過するようにして蛇行しながら重力に逆らわずに流れ、その結果、フラッディングが抑制される。

なお、各流路は、ここでは水平部２８ａと鉛直部２８ｂとで実質的に構成されているが、ガスの通流方向に向かって水平又は下り勾配（垂直を含む）となるように形成されていればよい。但し、各流路を水平部２８ａと鉛直部２８ｂとで構成すると、燃料ガス流路２８を高密度で形成することができる。

図７において、冷却水流路２９は、図５のカソードセパレータ１０の背面に形成された冷却水流路１９と図面における左右が反対になるように形成されている。すなわち、各流路は、水平方向に延びる水平部２９ａと、鉛直方向に延びる鉛直部２９ｂとで実質的に構成されている。具体的には、冷却水流路２９の各流路は、冷却水の入り口マニホールド孔２５の、酸化剤ガスの入り口マニホールド孔２１に近い方の端部からある距離下方に延び、そこから、セパレータ２０の第２の側部（図面右側の側部）まで水平に延び、そこから下方にある距離延び、そこから第１の側部（図面左側の側部）まで水平に延びている。そして、そこから、上記の延在パターンを２回半繰り返し、その到達点から冷却水の出口マニホールド孔２６の、酸化剤ガスの出口マニホールド孔２３に近い方の端部に至るように下方に延びている。そして、各流路の水平に延びる部分が水平部２９ａを形成し、下方に延びる部分が鉛直部２９ｂを形成している。これにより、冷却水流路２９では、冷却水が、水平部２９ａと鉛直部２９ｂとを交互に通過するようにして蛇行しながら重力に逆らわずに流れる。

そして、ここで重要な点は、以下の点である。すなわち、冷却水の入口マニホールド孔２５と燃料ガスの入口マニホールド孔２２とが共にセパレータ２０の上部に設けられ、冷却水の出口マニホールド孔２６と燃料ガスの出口マニホールド孔２４とが共にセパレータ２０の下部に設けられ、かつセパレータ２０の厚み方向から見て、冷却水流路２９が燃料ガス流路２８と実質的に重なるように形成されており、その結果、冷却水と燃料ガスとは水平方向においてはセパレータ２０を挟んで互いに反対方向に流れるものの、鉛直方向においては、全体としては、共に、上から下へと同じ方向に流れるという点である。このように構成することにより、最も相対湿度が低くなる燃料ガス流路２８の上流部分が、セパレータ２０の鉛直方向において、冷却水の入口部分が設けられて最も温度が低い上部に位置するので、高分子電解質膜の乾きの解消に寄与し、ひいては高分子電解質膜の耐久性の向上に寄与する。

なお、各流路は、ここでは水平部２９ａと鉛直部２９ｂとで実質的に構成されているが、冷却水の通流方向に向かって水平又は下り勾配となるように形成されていればよい。但し、各流路を水平部２９ａと鉛直部２９ｂとで構成すると、冷却水流路２９を高密度で形成することができる。

既述のように、上記のカソード側セパレータ１０とアノード側セパレータ２０とによりＭＥＡを挟むことによりセルが構成される。従って、隣接するセル間には、カソード側セパレータ１０とアノード側セパレータ２０とがそれらの冷却水の流路１９と２９を向き合わせて配置され、冷却部が構成される。複数セル毎に冷却部を設ける場合は、前記のような複合セパレータの代わりに、一方の面がカソード側セパレータ、他方の面がアノード側セパレータとして働く単一のセパレータが適宜用いられる。

以上のように構成された燃料電池１０１では、燃料ガス、酸化剤ガス、及び冷却水が以下のように通流する。

図１乃至図７において、燃料ガスは、燃料ガス供給配管４３を通じてセルスタック１の燃料ガス供給マニホールド５に供給される。この供給された燃料ガスは、燃料ガス供給マニホールド５から、各セル２の入口マニホールド孔２２に流入し、燃料ガス流路２８を通流する。そして、この間に、アノード４２Ｂ、高分子電解質膜４１、及びカソード４２Ａを介して酸化剤ガスと反応して消費され、消費されなかった燃料ガスが出口マニホールド孔２４から燃料ガス排出マニホールド６に流出し、燃料ガス排出配管４４を通じてセルスタック１から排出される。

一方、酸化剤ガスは、酸化剤ガス供給配管４１を通じてセルスタック１の酸化剤ガス供給マニホールド８に供給される。この供給された酸化剤ガスは、酸化剤ガス供給マニホールド４から、各セル２の入口マニホールド孔１１に流入し、酸化剤ガス流路１７を通流する。そして、この間に、カソード、高分子電解質膜、及びアノードを介して燃料ガスと反応して消費され、消費されなかった酸化剤ガスが出口マニホールド孔１３から酸化剤ガス排出マニホールド７に流出し、酸化剤ガス排出配管４２を通じてセルスタック１から排出される。

また、冷却水は、冷却水供給配管３０を通じてセルスタック１の冷却水供給マニホールド８に供給される。この供給された冷却水は、冷却水供給マニホールド８から、各セル２の入口マニホールド孔１５，２５に流入し、冷却水流路１９，２９を通流する。そして、この間に、カソードセパレータ１０及びアノードセパレータ２０を介してカソード及びアノードを冷却するとともにこれらから熱を受け取って、出口マニホールド孔１６，２６から冷却水排出マニホールド９に流出し、冷却水排出配管３１を通じてセルスタック１から排出される。

そして、この過程において、燃料ガス及び酸化剤ガスは、それぞれ、燃料ガス流路２８及び酸化剤ガス流路１７を、重力に逆らわないように流れ、それにより、フラッディングが防止される。

また、各セパレータ１０，２０において、冷却水の入口近傍部に、相対湿度が最も低くなる、燃料ガス流路２８又は酸化剤ガス流路１７の上流部が位置していることから、高分子電解質膜の乾燥が防止される。

次に、アノード側全熱交換器１１７及びカソード側全熱交換器１１８の構成例を説明する。

図８は図１のアノード側全熱交換器１１７を構成する全熱交換セルスタックの構成を示す斜視図、図９は図８のIX−IX平面に沿った断面図である。

図２、図３、図８、及び図９に示すように、アノード側全熱交換器１１７は、基本的に燃料電池１０１のセルスタック１と同様の構成を有する全熱交換セルスタック３０１が主要部を構成しているので、セルスタック１と比較しながらその構造を説明する。

全熱交換セルスタック３０１は、板状の全体形状を有するセル２０２がその厚み方向に積層されてなるセル積層体３０２と、セル積層体３０２の両端に配置された第１及び第２の端板２０３Ａ，２０３Ｂと、セル積層体３０２と第１及び第２の端板２０３Ａ，２０３Ｂとをセル２０２の積層方向において締結する図示されない締結具とを有している。

セル積層体３０２には、セルスタック１の酸化剤ガス供給マニホールド４、酸化剤ガス排出マニホールド５、燃料ガス供給マニホールド７、及び燃料ガス排出マニホールド６
にそれぞれ相当する、第１の流体供給マニホールド２０４、第１の流体排出マニホールド２０７、第２の流体供給マニホールド２０５、及び第２の流体排出マニホールド２０６が形成されている。第１の流体供給マニホールド２０４及び第２の流体供給マニホールド２０５は、それぞれ、端板２０３Ａに設けられた貫通孔を介して、第１の流体供給配管２５１及び第２の流体供給配管２５３に接続されている。また、第１の流体排出マニホールド２０７及び第２の流体排出マニホールド２０６は、それぞれ、端板２０３Ｂに設けられた貫通孔を介して、第１の流体排出配管２５２及び第２の流体排出配管２５４に接続されている。なお、セルスタック１と異なり、セル積層体３０２には、冷却水供給マニホールド及び冷却水排出マニホールドは設けられていない。

全熱交換セル２０２は、疑似ＭＥＡ２４３とこれを挟む第１のセパレータ２１０及び第２のセパレータ２２０を有している。疑似ＭＥＡ２４３は、セルスタック２０１のＭＥＡ４３においてアノード４２Ｂ及びカソード４２Ａが省略されている以外はセルスタック２０１のＭＥＡ４３と同様に構成されている。従って、疑似ＭＥＡ２４３は、セルスタック２０１のＭＥＡ４３と同様に個体高分子膜を有している。但し、疑似ＭＥＡ２４３では、固体高分子膜は全熱交換膜として機能する。

第１，第２のセパレータ２１０，２２０は、背面（外面）に冷却水流路が形成されていないこと以外はセルスタック２０１のカソード側セパレータ１０及びアノード側セパレータ２０と同様に構成されている。従って、第１のセパレータ２１０及び第２のセパレータ２２０の周縁部に、それぞれ、第１の流体の入口マニホールド孔２１１,２２１、第１の流体の出口マニホールド孔（図示せず）、第２の流体の入口マニホールド孔２１２，２２２、第２の流体の出口マニホールド孔（図示せず）が形成されている。第１の流体の入口マニホールド孔２１１,２２１と第２の流体の入口マニホールド孔２１２，２２２とは第１のセパレータ２１０及び第２のセパレータ２２０の上部の互いに反対側の側部にそれぞれ形成されている。また、第１の流体の出口マニホールド孔と第２の流体の出口マニホールド孔とは、第１のセパレータ２１０及び第２のセパレータ２２０の下部の互いに反対側の側部に、第１の流体の出口マニホールド孔が第２の流体の入口マニホールド孔２１２，２２２の下方に位置しかつ第２の流体の出口マニホールド孔が第１の流体の入口マニホールド孔２１１，２２１の下方に位置するように、それぞれ、形成されている。そして、第１のセパレータ２１０の正面（内面）には、カソード側セパレータ１０と同様に、第１の流体の流路（以下、第１の流体流路という）２１７が第１の流体の入口マニホールド孔２１１
と第１の流体の出口マニホールド孔とを接続するように形成されている。第２のセパレータ２２０の正面（内面）には、アノード側セパレータ２０と同様に、第２の流体の流路（以下、第２の流体流路という）２２８が第２の流体の入口マニホールド孔２２１と第２の流体の出口マニホールド孔とを接続するように形成されている。また、疑似ＭＥＡ２４３の周縁部に、第１のセパレータ２１０及び第２のセパレータ２２０の、第１の流体の入口マニホールド孔２１１,２２１、第１の流体の出口マニホールド孔（図示せず）、第２の流体の入口マニホールド孔２１２，２２２、第２の流体の出口マニホールド孔（図示せず）にそれぞれ対応するように、第１の流体の入口マニホールド孔（図示せず）、第１の流体の出口マニホールド孔（図示せず）、第２の流体の入口マニホールド孔（図示せず）、第２の流体の出口マニホールド孔（図示せず）が形成されている。

そして、全ての全熱交換セル２０２における疑似ＭＥＡ２４３、第１のセパレータ２１０、及び第２のセパレータ２２０の、第１の流体の入口マニホールド孔、第１の流体の出口マニホールド孔、第２の流体の入口マニホールド孔、第２の流体の出口マニホールド孔が、それぞれ繋がって、第１の流体供給マニホールド２０４、第１の流体排出マニホールド２０７、第２の流体供給マニホールド２０５、第２の流体排出マニホールド２０６が、それぞれ形成されている。なお、第１のセパレータ２１０と第２のセパレータ２２０とを１つのセパレータで構成してもよい。

そして、アノード側全熱交換器１１７は、この全熱交換セルスタック３０１で構成される第１の全熱交換セルスタック３０１Ａと第２の全熱交換セルスタック３０１Ｂとを有している。

第１の全熱交換セルスタック３０１Ａでは、第１の流体供給マニホールド２０４、第１の流体流路２１７、及び第１の流体排出マニホールド２０７がアノード側全熱交換器１１７の供給側燃料ガス流路１１７ａの上流側部分を構成し、第２の流体供給マニホールド２０６、第２の流体流路２２８、及び第２の流体排出マニホールド２０５がアノード側全熱交換器１１７の排出側燃料ガス流路１１７ｂを構成している。また、第１の流体供給配管２５１が燃料ガス供給流路１０９の燃料ガス供給装置１０２側の部分１０９ａを構成しており、第１の流体排出配管２５２は以下に述べる第２の全熱交換セルスタック３０１Ｂの第１の流体供給マニホールド２０４の入口に接続されている。また、第２の流体供給配管２５４が燃料ガス排出流路１１０の燃料電池１０１側の部分１１０ａを構成し、第２の流体排出配管２５３が燃料ガス排出流路１１０の大気側の部分１１０ｂを構成している。

また、第２の全熱交換セルスタック３０１Ｂにおいては、第１の流体供給マニホールド２０４、第１の流体流路２１７、及び第１の流体排出マニホールド２０７がアノード側全熱交換器１１７の供給側燃料ガス流路１１７ａの下流側部分を構成し、第２の流体供給マニホールド２０６、第２の流体流路２２８、及び第２の流体排出マニホールド２０５がアノード側全熱交換器１１７の冷却水流路１１７ｃを構成している。また、第１の流体供給配管２５１が第１の全熱交換セルスタックの第１の流体排出配管２５２を構成しており、第１の流体排出配管２５２は燃料ガス供給流路１０９の燃料電池１０１側の部分１０９ｂを構成している。また、第２の流体供給配管２５４が冷却水循環流路１１２の分流路１１２ａの燃料電池１０１側の部分を構成し、第２の流体排出配管２５３が冷却水循環流路１１２の分流路１１２ａの放熱装置１０５側の部分を構成している。

このように構成されたアノード側全熱交換器１１７では、第１の全熱交換セルスタック３０１Ａにおいて、第１の流体マニホールド２０４に燃料電池１０１に供給される燃料ガス（以下、供給燃料ガスという）が供給され、第２の流体マニホールド２０６に燃料電池１０１から排出された燃料ガス（以下、排出燃料ガスという）が供給される。そして、各全熱交換セル２０２において、第１の流体流路２１７を流れる供給燃料ガスと第２の流体流路２２８を流れる排出燃料ガスとが高分子電解質膜４１を介して全熱交換（熱と水分との双方の交換）をし、それにより、供給燃料ガスが排出燃料ガスによって加湿及び加熱される。そして、第２の全熱交換セルスタック３０１Ｂにおいて、第１の流体マニホールド２０４に第１の全熱交換スタックで全熱交換された供給燃料ガスが供給され、第２の流体マニホールド２０６に燃料電池１０１から排出された冷却水（以下、排出冷却水という）が供給される。そして、各全熱交換セル２０２において、第１の流体流路２１７を流れる供給燃料ガスと第２の流体流路２２８を流れる排出冷却水とが高分子電解質膜４１を介して全熱交換をし、それにより、第１の全熱交換スタック３０１Ａで全熱交換された供給燃料ガスが燃料電池１０１を通過して昇温した排出冷却水によってさらに加湿及び加熱される。そして、このように加湿及び加熱された供給燃料ガスが燃料電池１０１に供給される。

次に、カソード側全熱交換器１１８の構成を説明する。カソード側全熱交換器１１８はアノード側全熱交換器１１７と基本的に同じ構成を有している。すなわち、カソード側全熱交換器１１８は、図８及び図９に示された全熱交換セルスタック３０１で構成される第３の全熱交換セルスタック３０１Ｃと第４の全熱交換セルスタック３０１Ｄとを有している。そして、第３の全熱交換セルスタック３０１Ｃにおいて、第１の流体供給配管２５１が酸化剤ガス供給流路１０７の酸化剤ガス供給装置１０３側の部分１０７ａを構成しており、第１の流体供給マニホールド２０４、第１の流体流路２１７、及び第１の流体排出マニホールド２０７がカソード側全熱交換器１１８の供給側酸化剤ガス流路１１８ａの上流側を構成し、第１の流体排出配管２５２は第４の全熱交換セルスタック３０１Ｄの第１の流体供給マニホールド２０４の入口に接続されている。また、第２の流体供給配管２５４が酸化剤ガス排出流路１１１の燃料電池１０１側の部分１１１ａを構成し、第２の流体供給マニホールド２０６、第２の流体流路２２８、及び第２の流体排出マニホールド２０５がカソード側全熱交換器１１８の排出側酸化剤ガス流路１１８ｂを構成し、第２の流体排出配管２５４が酸化剤ガス排出流路１１１の大気側の部分１１１ｂを構成している。

また、第４の全熱交換セルスタック３０１Ｄにおいては、第１の流体供給マニホールド２０４、第１の流体流路２１７、及び第１の流体排出マニホールド２０７がカソード側全熱交換器１１８の供給側酸化剤ガス流路１１８ａの下流側部分を構成し、第２の流体供給マニホールド２０６、第２の流体流路２２８、及び第２の流体排出マニホールド２０５がカソード側全熱交換器１１８の冷却水流路１１８ｃを構成している。また、第１の流体供給配管２５１が第３の全熱交換セルスタック３０１Ｃの第１の流体排出配管２５２を構成しており、第１の流体排出配管２５２は酸化剤ガス供給流路１０７の燃料電池１０１側の部分１０７ｂを構成している。また、第２の流体供給配管２５４が冷却水循環流路１１２の分流路１１２ｂの燃料電池１０１側の部分を構成し、第２の流体排出配管２５３が冷却水循環流路１１２の分流路１１２ａの放熱装置１０５側の部分を構成している。

このように構成されたカソード側全熱交換器１１８では、第１の全熱交換セルスタック３０１Ｃにおいて、第１の流体マニホールド２０４に燃料電池１０１に供給される酸化剤ガス（以下、供給酸化剤ガスという）が供給され、第２の流体マニホールド２０６に燃料電池１０１から排出された酸化剤ガス（以下、排出酸化剤ガスという）が供給される。そして、各全熱交換セル２０２において、第１の流体流路２１７を流れる供給酸化剤ガスと第２の流体流路２２８を流れる排出酸化剤ガスとが高分子電解質膜４１を介して全熱交換をし、それにより、供給酸化剤ガスが排出酸化剤ガスによって加湿及び加熱される。そして、第４の全熱交換セルスタック３０１Ｄにおいて、第１の流体マニホールド２０４に第３の全熱交換スタックで全熱交換された供給酸化剤ガスが供給され、第２の流体マニホールド２０６に燃料電池１０１から排出された排出冷却水が供給される。そして、各全熱交換セル２０２において、第１の流体流路２１７を流れる供給酸化剤ガスと第２の流体流路２２８を流れる排出冷却水とが高分子電解質膜４１を介して全熱交換をし、それにより、第３の全熱交換スタックで全熱交換された供給酸化剤ガスが燃料電池１０１を通過して昇温した排出冷却水によってさらに加湿及び加熱される。そして、このように加湿及び加熱された供給酸化剤ガスが燃料電池１０１に供給される。

なお、以下の説明では、供給燃料ガスと供給酸化剤ガスとを供給反応ガスと総称し、排出燃料ガスと排出酸化剤ガスとを排出反応ガスと総称する場合がある。

次に、本発明の特徴的構成について説明する。

図１乃至図３において、本発明のポイントは以下に述べる通りである。すなわち、反応ガスが、燃料電池１０１の温度に対してその相対湿度が１００％（正確には次に述べる露点換算温度）となるように加湿して燃料電池１０１に供給される。ここで、本明細書においては、反応ガスの全水分量を露点に換算した温度を「露点換算温度」という。このような概念を導入したのは、反応ガスの相対湿度が１００％の状態を超えて反応ガス中に水分がミストの状態で存在する状態をも含めて反応ガスと共に存在する全水分量を定義するためである。また、本明細書においては、反応ガス中に熱力学的に液状水が存在し得る状態を「過加湿」の状態といい、反応ガスの相対湿度が１００％でかつその中に熱力学的に液状水が存在し得ない状態を「フル加湿」の状態という。前述のように反応ガスを加湿することにより、燃料電池１０１の内部の、発電のための電気化学反応（以下、発電反応という）が起こる領域が、その全領域に渡って、相対湿度が１００％以上に加湿された（フル加湿又は過加湿された）雰囲気に保たれる。これにより、高分子電解質膜４１並びにアノード４２Ｂ及びカソード４２Ａ中に含まれる高分子電解質の化学的劣化が防止されて、燃料電池１０１の耐久性が向上する。また、燃料電高分子電解質膜には、パーフルオロカーボンスルホン酸系の材料が使われている。この高分子電解質膜は水分を含んだ状態でイオン伝導性を発現するため、燃料電池１０１の内部の発電反応が起こる領域を、その全域に渡って、フル加湿又は過加湿となるように加湿された雰囲気を保つための運転方法を、燃料電池発電システム１００の効率を低下させない方法で実現する。
<本発明の契機となる知見>
そこで、本発明者らは、基本的に図１乃至図７に示す構成を有し、温度測定用に特別に加工したセパレータを用いた燃料電池を作製して動作させ、実際に発電反応が起こる領域の温度分布を測定した。但し、燃料ガス及び酸化剤ガスは、全熱交換器ではなく、バブラーを用いて加湿した。ここで「発電反応が起こる領域」（以下、「発電領域」と呼ぶ場合がある）とは、アノード４２ｂ及びカソード４２Ａをいう。

図１０はセルスタックの温度分布を測定するために用いたセパレータの構造を示す模式図である。図１０において、カソード側セパレータ１０及びアノード側セパレータ２０はセルの厚み方向から見て透視的に描かれている。また、セパレータ１０，２０の各流路１７，１９，２８，２９は、複数の流路を一本の線で代表するようにして示されている。

図１０に示すように、このカソード側セパレータ１０及びアノード側セパレータ２０には主面に平行に細孔２００が形成されている。この細孔２００は、各セパレータ１０，２０の端面からその中心部に向かって延びるように、あるいは一方の端面から反対の端面に中心を通って斜めにセパレータ１０，２０を貫通するように形成されている。この細孔２００に熱電対を適当な深さに挿入することにより、各セパレータ１０，２０の５つの位置Ａ〜Ｄの温度が測定された。測定位置Ｃは各セパレータ１０，２０の平面視における中心である。測定位置Ａ，Ｂ，Ｄ，Ｅは、それぞれ、平面視において、各セパレータ１０，２０のカソード４２Ａ及びアノード４２Ｂに重なる領域の、酸化剤ガスの入口マニホールド孔１１に近い位置、燃料ガスの入口マニホールド孔１２に近い位置、酸化剤ガスの出口マニホールド孔１３に近い位置、燃料ガスの出口マニホールド孔１４に近い位置である。また、測定位置Ａ〜Ｅは、セパレータ１０，２０の平面視において、冷却水流路１９，２９に沿って、その上流から下流に向けてこの順に位置している。

この温度分布測定の結果、本発明者らは、以下の事実を発見した。

図１１は１セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の一測定例を示すグラフである。図１１において、横軸はセル番号を示し、縦軸はセルスタックの温度を示す。また、黒丸印のプロットは図１０に示すセパレータ１０，２０の測定位置Ａにおける温度を、黒の菱形印のプロットは図１０に示すセパレータ１０，２０の測定位置Ｂにおける温度を、黒の四角印のプロットは図１０に示すセパレータ１０，２０の測定位置Ｃにおける温度を、黒の三角印のプロットは図１０に示すセパレータ１０，２０の測定位置Ｄにおける温度を、白の菱形印のプロットは図１０に示すセパレータ１０，２０の測定位置Ｅにおける温度を示す。セル番号は、セルスタック１への冷却水の入り口（図２の端板３Ａの貫通孔の外側開口）４０１に近いセル２から順に付与されている。図１１の測定例（後述する図２７の実験番号１）では、セルスタック１のセル数は４０である。

図１１を参照すると、セル２においては、冷却水流路１９，２９に沿ってかつ下流に向かって高くなるように温度が分布している。これは当然のことである。一方、この温度測定においては、セルスタック１への冷却水の入口４０１において６０℃となるように温度を制御して冷却水がセルスタック１に供給されているので、冷却水がその入口４０１からセルスタック１へ流入して入口４０１に一番近いセル２（セル番号１）の発電反応が起こる領域（アノード４２Ｂ及びカソード４２Ａ）（正確には当該領域のセパレータ１０，２０を挟んで対向する領域）に到達するまでに既に約１℃温度上昇していることになる。また、セル２間においては、セル番号が大きくなるほどセル２の温度が高くなっている。すなわち、セルスタック１への冷却水の入口４０１から遠くなるに連れてセル２の温度が高くなっている。セルスタック１への冷却水の入口４０１に一番近いセル２（セル番号１）と二番目に遠いセル２（セル番号３９）との温度差（以下、セルスタック両端間温度差という）は約１℃であった。これらの現象は、本発明者らにとって予想外の現象であり、新しい知見であった。

図２、図３、及び図１０を参照すると、冷却水は、セルスタック１に供給された後、まず冷却水供給マニホールド８で、所定数のセル毎（ここでは１セル毎）に設けられた冷却水流路１９，２９に分配され、冷却水流路１９，２９を流れた後、冷却水排出マニホールド９に集まり、冷却水排出マニホールド９からセルスタック１の外部に排出される。この過程において、セルスタック１に入った冷却水は、一旦、冷却水供給マニホールド８に流入し、冷却水供給マニホールド８を流れる間に燃料電池１０１（セルスタック１）と熱交換するため、各セル２に冷却水が到達した時点で、スタック１への入口４０１における温度より温度が高くなっているものと考えられる。また、冷却水供給マニホールド８の内部においても、セルスタック１の積層方向において冷却水の上流側と下流側とが存在し、冷却水が冷却水供給マニホールド８内を上流から下流に流れる間にセルスタック１との熱交換が行なわれ、その結果、セルスタック１の、冷却水供給マニホールド８の上流端近傍部分に対し、セルスタック１の、冷却水供給マニホールド８の下流端近傍部分の方が高温になっているものと考えられる。なお、図１１において、セルスタック１の両端が他の部分より温度が低くなっているのは、端板の放熱によるものである。これは、後述する図１２においても同様である。

以上の現象は、冷却水のセルスタック１への入口における温度（以下、冷却水入口温度という）と、セルスタック１に供給される反応ガスの露点換算温度とが同じである場合、発電反応が起こる領域ではセルスタック１の温度が冷却水入口温度より１℃程度以上高くなるため、反応ガスは露点に換算して１℃程度は乾燥状態になることを意味している。従って、実際には、反応ガスの露点換算温度を冷却水入口温度より少なくとも１℃高くして反応ガスを供給しなければ、セルスタック１内の発電反応が起こる全ての領域を、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことができない。また、セル２間の温度差を考慮すると、反応ガスの露点換算温度を冷却水入口温度より少なくとも２℃高くして該反応ガスを供給することがさらに好ましく、さもなければ、セルスタック１の発電反応が起こる全ての領域を、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことができない。但し、このセルスタック両端間温度差は、セルスタック１のセル数Ｎによって変化するので、これを考慮すると、反応ガスのセルスタック１への入口における露点換算温度（以下、入口露点換算温度といい、Ｔ１で表す）Ｔ１を冷却水入口温度（以下、Ｔ２で表す）より（１℃＋０．０２℃×（Ｎ―１））以上高くすることが好ましい。これについては、後で詳しく説明する。

ところで、アノードでは発電反応によって燃料ガスが消費されるため、燃料ガス流路２８の上流ほど燃料ガスの全体量に対する水分量の割合（以下、燃料ガスの水分含有割合という）が少なく、下流ほど燃料ガスの水分含有割合が多くなる。つまり、燃料ガスの露点換算温度は燃料ガス流路２８において上流から下流に向けて高くなる。一方、カソードでも、発電反応によって水が生成するため、酸化剤ガス流路１７の上流ほど酸化剤ガスの全体量に対する水分量の割合（以下、酸化剤ガスの水分含有割合という）が少なく、下流ほど酸化剤ガスの水分含有割合が多くなる。つまり、酸化剤ガスの露点換算温度は酸化剤ガス流路１８において上流から下流に向けて高くなる。一方、冷却水は、冷却水入口から冷却水出口に向かって流れるほどセルスタック１との熱交換量が多くなるため、各セル２では、冷却水入口から冷却水出口に向かって高温になるように温度分布が形成される。

そこで、各セル２（正確には各セパレータ１０，２０）において、反応ガス（燃料ガス及び酸化剤ガス）の全体量に対する水分量の割合（以下、反応ガスの水分含有割合という）が最も低い反応ガス流路１７，２８の最上流部と冷却水の温度が最も低い冷却水流路１９，２９の最上流部とをその厚み方向から見て概ね同じ位置に位置させ、かつ、反応ガス水分含有割合が最も高い反応ガス流路１７，２８の最下流部と冷却水の温度が最も高い冷却水流路１９，２９の最下流部とをその厚み方向から見て概ね同じ位置に位置させることにより、セル２の厚み方向から見て、冷却水流路１９，２９における最上流部及び最下流部が、それぞれ、反応ガス流路１７，２８における露点換算温度の最も低い部分及び露点換算温度の最も高い部分になる。その結果、各セル２において、その厚み方向から見て、概ね冷却水流路１９，２９の最上流端から冷却水流路１９，２９の最下流端に向かって温度が高くなるように温度勾配が形成される一方、反応ガスが、巨視的に（全体として）、冷却水流路１９，２９の最上流部から最下流部に向かって流れる。従って、反応ガスの流路１７，２８において、反応ガスの露点換算温度が温度と共に、概ね最上流から最下流に向かって高くなるように分布し、それにより、反応ガスの相対湿度がその流路１７，２８において概ね一定に保たれる。従って、反応ガスが、そのセル２（正確には各セパレータ１０，２０）への入口（入口マニホールド孔１１，１２）において、フル加湿又は過加湿の条件（露点換算温度がセルスタック１の温度より高いこと）を満たせば、その流路１７，２８の全長に渡ってフル加湿又は過加湿の条件を満たすこととなり、セルスタック１の発電反応が起こる全ての領域を、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことが可能となる。なお、上述の「反応ガス流路１７，２８の最上流部と冷却水流路１９，２９の最上流部とをセル２の厚み方向から見て概ね同じ位置に位置させ、かつ、反応ガス流路１７，２８の最下流部と冷却水流路１９，２９の最下流部とをセル２の厚み方向から見て概ね同じ位置に位置させる」構成を、本発明では「反応ガス温度上り勾配配置」という。

また、本実施の形態のように、燃料電池１０１の排熱を利用して供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスを加湿及び加熱する場合、供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスの露点換算温度が冷却水のセルスタック１からの出口（図２の端板３Ｂの貫通孔の外側開口）４０２の温度（以下、冷却水出口温度という）よりも高くなるよう加湿及び加熱することは原理的に不可能であるが、上述のように構成すると、燃料電池１０１に供給すべき反応ガスの露点換算温度は、冷却水出口温度より低くて済むので、燃料電池１０１の排熱を利用して供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスを加湿及び加熱することが原理的に可能となる。

ただし、反応により生成する水の量は電流密度により決まり、セルスタック１の出口におけるドライガスベースの燃料ガス及び酸化剤ガスの流量は、燃料ガス利用率（Ｕｆ）および酸化剤ガス利用率（Ｕｏ）によって決まるため、（冷却水出口温度Ｔ３）−（冷却水入口温度Ｔ２）＝ΔＴとすると、電流密度、燃料ガス利用率、酸化剤ガス利用率によって、ΔＴを何度以下にすれば電極（アノード４２Ｂ及びカソード４２Ａ）面の全域（すなわち、発電反応が起こる領域の全ての領域）でフル加湿又は過加湿を実現できるかが算出される。実際には、アノード４２Ｂとカソード４２Ａとの間では、反応によるプロトンの移動に同伴してアノード４２Ｂ側からカソード４２Ａ側に水が移動する現象と、逆拡散と呼ばれる、生成水がカソード４２Ａ側からアノード４２Ｂ側に移動する現象が同時に起こるため、電流密度と、燃料ガス利用率、酸化剤ガス利用率から算出されたアノード４２Ｂおよびカソード４２Ａの全水分量の露点換算温度は、計算値から若干乖離する。

そこで、冷却水入口温度を６０℃に設定し、燃料ガス供給マニホールド５及び酸化剤ガス供給マニホールド４などにおける熱交換による温度上昇分を見込んで、燃料ガス及び酸化剤ガスを、共に、露点換算温度６４℃、ガス温度６４℃（相対湿度１００％）で供給した場合に、燃料ガス及び酸化剤ガスのセルスタック１の出口における露点換算温度（以下、出口露点換算温度という）が何度になるかを測定した。その結果、水蒸気改質ガスを燃料ガスとし、電流密度が０．２Ａ／ｃｍ²であり、燃料ガス利用率Ｕｆが７５％であり、酸化剤ガス利用率Ｕｏが５０％である場合、燃料ガス及び酸化剤ガスの出口露点換算温度は、計算上では、燃料ガスの出口露点換算温度が７５．８℃、酸化剤ガスの出口露点換算温度が７３．６℃となるのに対し、実測では、燃料ガスの出口露点換算温度が７９℃、酸化剤ガスの出口露点換算温度が７２．５℃となった。従って、ΔＴを１２．５℃以下にしなければ、電極面内で全面に渡ってフル加湿又は過加湿とすることが出来なくなることが判明した。

また、上述の燃料電池１０１において、電流密度が０．０７Ａ／ｃｍ²であり、燃料ガス利用率Ｕｆが７０％であり、かつ酸化剤ガス利用率Ｕｏが４５％である場合、燃料ガス及び酸化剤ガスの全水分量の出口露点換算温度は、計算では、燃料ガスが７５．４℃、酸化剤ガスが７３．１℃となるのに対して、実測では、燃料ガスが８２℃、酸化剤ガスが７１℃となった。従って、この場合には、ΔＴを１１℃以下にしなければ、電極面を全面に渡ってフル加湿又は過加湿とすることが出来なくなる。傾向としては、電流密度が大きくなるほど、燃料ガスの出口露点算温度と酸化剤ガスの出口露点算温度とが等しくなる方向に向かい、燃料ガスの出口露点換算温度と酸化剤ガスの出口露点換算温度との差が大きいほど、低い方の出口露点換算温度以下の温度に冷却水出口温度を押さえる必要があるため、ΔＴを大きくすることが出来なくなる。そのため、燃料ガスの全水分量の出口露点換算温度と酸化剤ガスの全水分量の出口露点換算温度とが等しくなることが理想であることが判明した。

また、上述の燃料電池１０１において、冷却水入口温度を６６℃に設定し、燃料ガスおよび酸化剤ガスを共に露点換算温度７０℃（相対湿度１００％）で供給し、水蒸気改質ガスを燃料とし、電流密度が０．７Ａ／ｃｍ²であり、燃料利用率Ｕｆが７５％であり、かつ酸化剤ガス利用率Ｕｏが５０％である場合、計算上の燃料ガス及び酸化剤ガスの全水分量の出口露点換算温度は、両者が等しくなるとした場合、約７９℃となった。従って、この場合でもΔＴを１３℃以下にしなければ、電極面内を全面的にフル加湿又は過加湿とすることが出来なくなることが判明した。また、このとき酸化剤ガス利用率Ｕｏを大きくすることによって出口露点換算温度を上昇させることが出来るが、上述の条件と同じ条件において、酸化剤ガス利用率Ｕｏを６０％とした場合には出口露点換算温度が約８０℃となり、酸化剤ガス利用率Ｕｏを７０％とした場合でも、出口露点換算温度が約８１℃となり、この場合でもΔＴを１５℃以下にする必要があることが判明した。

本実施の形態のように、燃料電池発電システム１００において燃料電池１０１の排熱を有効利用して反応ガスを加湿及び加熱して供給する場合、冷却水出口温度より高い露点換算温度に反応ガスを加湿及び加熱することは原理的に不可能なことから、上述の知見に基づいて冷却水入口温度より２℃以上高い露点換算温度を有する反応ガスを供給するためには、ΔＴを出来るだけ大きくすることが反応ガスの加湿及び加熱のし易さの観点からは有利である。しかしながら、上述のように電極面内を全面に渡ってフル加湿又は過加湿とするためにはΔＴに限界が存在し、実際の燃料電池発電システム１００における温度制御の温度変動幅（例えば、プラスマイナス２℃）なども考慮して、いかなる場合も電極面を全面に渡ってフル加湿又は過加湿にするためには、現実的にはΔＴを１０℃程度以下に抑えることが望ましいことが判明した。

また、燃料電池発電システム１００において、燃料電池１０１の排熱を有効に利用して燃料電池１０１に供給される反応ガスを加湿及び加熱する場合、反応ガスの流路を上述の「反応ガス温度上り勾配配置」とし、さらに一定の条件（加湿及び加熱前の反応ガス温度、熱交換効率など）を満たすことにより、冷却水出口温度をＴ３とすると、Ｔ２≦Ｔ１≦Ｔ３となることが見いだされた。

ここで、反応ガスのセルスタック１からの出口における露点換算温度（以下、出口露点換算温度という）をＴ４とすると、反応ガスのセルスタック１の出口における温度はほぼ冷却水出口温度Ｔ３と等しくなるため、Ｔ４−Ｔ３に相当する水分は結露水として排出されている。そのため、供給反応ガスと排出反応ガスとの全熱交換のみによって、供給反応ガスを加湿及び加熱する場合、供給反応ガスの加湿及び加熱を効率的に行なうためには、結露水を蒸発させて加湿に用いるための潜熱に相当する熱が余分に必要となる。この場合、セルスタック１から排出される冷却水（排出冷却水）の保持する熱を、潜熱相当分の熱源として用いれば、より効率的に全熱交換が行えることを本発明者らは思いついた。

一方、このように排出冷却水の保持する熱を利用することなく、単に供給反応ガスと排出反応ガスとの全熱交換のみによって、供給反応ガスを加湿及び加熱すると（後述する実施の形態４に相当）、全熱交換器を大きくすれば効率は上がるが、実用的な範囲の全熱交換器の場合、熱交換可能な、冷却水の出口温度Ｔ３と反応ガスの入口露点換算温度Ｔ１との温度差（以下、熱交換可能温度差という）は、Ｔ３−Ｔ１≧４℃程度がほぼ限界であることが見いだされた。

また、冷却流体が水の場合、供給反応ガスと排出冷却水とを直接全熱交換する（後述する実施の形態３に相当）ことも可能であるが、その場合でも、熱交換可能温度差は、Ｔ３−Ｔ１≧２℃程度が限界であることが見いだされた。

また、供給反応ガスと排出反応ガスとを全熱交換するとともに排出冷却水の保持する熱を潜熱相当分の熱源として利用して、供給反応ガスを加湿及び加熱する場合（本実施の形態２に相当）も、熱交換可能温度差は、Ｔ３−Ｔ１≧２℃程度が限界であることが見いだされた。

また、供給反応ガスと排出反応ガスとを全熱交換によって加湿及び加熱し、さらにこの加湿及び加熱した供給反応ガスと排出冷却水とを全熱交換すれば（本実施の形態に相当）、熱交換可能温度差は、Ｔ３−Ｔ１≧１℃程度まで限界値を向上させることが可能であることが見いだされた。

従って、燃料電池１０１の排熱を有効に利用して燃料電池１０１に供給される反応ガスを加湿及び加熱する場合には、Ｔ２≦Ｔ１≦Ｔ３、Ｔ３−Ｔ２≦１０℃、Ｔ１−Ｔ２≧２℃、Ｔ３−Ｔ１≧１℃の全ての運転条件を満足することが、好ましいことが判明した。

さらに、この知見を補足する。

反応ガスを燃料電池１０１の排熱を利用して加湿及び加熱する場合、燃料電池発電システムによって最適な方式を選択する必要がある。例えば、コージェネレーションシステムのようにできるだけ良質な熱を給湯システムなどに利用したい場合には、供給反応ガスと排出冷却水との単なる全熱交換により供給反応ガスを加湿及び加熱する方式では、冷却水の熱の質が悪化するため、供給反応ガスと排出反応ガスとを全熱交換するとともにこの全熱交換後の供給反応ガスを排出冷却水とさらに全熱交換する方式を選択することが望ましい。また、冷却媒体が水以外（例えば不凍液）である場合には、排出冷却媒体と供給反応ガスとを直接全熱交換することができないため、供給反応ガスと排出反応ガスとを全熱交換するとともにこの全熱交換後の供給反応ガスを排出冷却水とさらに単なる熱交換をする方式を選択することが望ましい。

さらに、別途検討の結果、供給燃料ガスについては、供給燃料ガスが水蒸気改質ガスである場合のようにあらかじめある程度の水分を含んでいる場合には、基本的には排出燃料ガスとの全熱交換だけで充分ではあるが、場合によっては、全熱交換後の供給燃料ガスをさらに排出冷却水と単に熱交換して、排出冷却水の熱のみを潜熱分として有効利用することによって、より高い露点換算温度の燃料ガスを供給することが可能となることが見いだされた。

次に、別の観点による知見について説明する。

発電反応が起こる全域で、フル加湿又は過加湿の雰囲気を保つと、フラッディングが発生する恐れが大きくなる。そこで、反応ガスが重力に逆らわずに流れるようにその流路を形成することにより、生成水や結露水の排出に重力を効果的に利用することができ、その結果、フラッディングを抑制することが可能であることが判明した。

また、高分子電解質膜４１のガラス転移温度が約９０℃であることから、高分子電解質膜４１の耐久性、耐クリープ性などを考慮すると冷却水出口温度Ｔ３は９０℃以下であることが望ましく、また、耐久試験結果から冷却水出口温度Ｔ３は８０℃以下であることがさらに望ましいことが判明した。

また、燃料電池発電システム１００を家庭用コージェネシステムとして用いる場合には、
供給反応ガスを加熱する熱源は高温であるほど望ましいが、耐久性、特に高分子電解質膜４１の耐久性劣化の観点からは０℃以上でかつできる限り低温であることが望ましい。また、コージェネレーションシステムを給湯システムとして熱利用する場合には、貯湯タンク内におけるレジオネラ菌などの繁殖を防止する観点から、貯湯温度は６０℃以上であることが望ましい。また、給湯水を冷却水と熱交換することによって６０℃の貯湯温度を得るためには、冷却水が約６３℃であることが必要であるが、この冷却水は反応ガスと全熱交換又は熱交換して降温しているので、冷却水出口温度Ｔ３にはさらに約３℃の高いことが必要であり、このことから冷却水出口温度Ｔ３は６６℃以上であることが望ましい。

さらに、燃料ガスとして水蒸気改質ガスを用いる場合には、アノードの触媒の耐ＣＯ被毒特性の観点から、燃料ガスの露点換算温度Ｔ１は５０℃以上であることが望ましい。

以上の知見は１セル毎に冷却する場合についてのものであるが、発明者らは２セル毎に冷却する場合についても別途検討した。

図１２は２セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の一測定例を示すグラフである。図１２において、横軸はセル番号を示し、縦軸はセルスタックの温度を示す。セルスタックの温度測定は上述の１セル毎に冷却する場合と同様に行った。この検討の結果、２セル毎に冷却する場合には、電流密度が０．１Ａ／ｃｍ²〜０．３Ａ／ｃｍ²程度ではセルスタック両端温度差は２℃程度であったが、０．３Ａ／ｃｍ²以上の電流密度では、さらに温度分布が大きくなり、０．５Ａ／ｃｍ²で図１２に示すように、約４℃、１．０Ａ／ｃｍ²では約６℃の積層方向での温度分布が発生することが判明した。このため、０．１Ａ／ｃｍ²〜０．３Ａ／ｃｍ²程度の電流密度の範囲で燃料電池１０１を使用したとしても、２セル毎冷却とすると、冷却流体入口温度に対して、約４℃以上高い露点換算温度の供給ガスを供給しなければ、発電反応が起こる領域の全域をフル加湿又は過加湿の雰囲気に維持することができないことが判明した。なお、セルスタック両端間温度差は、セルスタック１のセル数Ｎによって変化するので、これを考慮すると、反応ガスの露点換算温度Ｔ１を冷却水入口温度より（３℃＋０．０２℃×（Ｎ―１））以上高くすることが好ましい。これについては、以下に詳しく説明する。
<反応ガスの好ましい露点換算温度Ｔ１に関する検討>
まず、１セル毎に冷却する場合について検討する。

上記では、１セル毎に冷却する場合には、露点換算温度Ｔ１は冷却水入口温度Ｔ２＋（１℃＋０．０２℃×（Ｎ―１））以上であることが好ましいと述べたが、これについてデータを補充して詳しく検討する。

図２０は１セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。

図２０の測定例は、セルスタック１のセル数が６６である以外は図１１の測定例と同様である。なお、セルスタック１の中ほどのセルの温度が示されていないが、これは、当該セルの温度がセルスタック１の両端部のセルの温度と同様の傾向を示すので、測定を省略したものである。

これらの測定例における測定条件（実験条件）は、以下の通りである。

これらの測定例においては、冷却水入口温度Ｔ２は６０℃、冷却水出口温度Ｔ３は６８℃、冷却水入口温度Ｔ２と冷却水出口温度Ｔ３との差ΔＴは８℃である。

また、燃料ガスの利用率Ｕｆは７５％、酸化剤ガスの利用率Ｕｏは４０％である。

また、酸化剤ガス流路１７の各流路（流路溝）の相当直径は０．９９ｍｍであり、燃料ガス流路２８の各流路（流路溝）の相当直径は０．９９ｍｍである。

燃料ガスの流路出口における流速は４．４ｍ／ｓ、酸化剤ガスの流路出口における流速は４．５ｍ／ｓである。

酸化剤ガス流路１７における圧力損失は４ｋＰａ、燃料ガス流路２８における圧力損失は６ｋＰａである。

次に、露点換算温度Ｔ１が満たすべき条件式について検討する。

図１１及び図２０において、測定位置Ａ及び測定位置Ｂにおける温度（単位℃）Ｔは、冷却水入口温度Ｔ２（これらの測定例では６０℃）を基準とすると、セル数Ｎに関して、
Ｔ＝Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）という直線で近似することができる。

さらに、セルスタック両端間温度差は、冷却水出口温度Ｔ３と冷却水入口温度Ｔ２との差ΔＴに比例し、かつこれらの測定例では、ΔＴ＝８℃であるので、これを考慮すると、
Ｔ＝Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）×ΔＴ／８℃という直線で近似することができる。

よって、露点換算温度Ｔ１が満たすべき条件式は、
Ｔ１≧Ｔ２＋（Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）×ΔＴ／８℃）となる。

この直線近似式は、測定データを統計的に処理することにより得ることができる。この統計的手法として、例えば、回帰法、最小自乗法等が挙げられる。ここでは、最小自乗法により処理した。

そして、この条件式における定数Ｘ及び係数Ｙの数値を図１１及び図２０の測定例から求めた。

図２７は１セル毎に冷却した場合における露点換算温度Ｔ１が満たすべき条件式の定数Ｘ及び係数Ｙの数値を電流密度とともに示す表である。

図２７において、「カソード」は、定数Ｘ及び係数Ｙが測定位置Ａにおける測定データについてのものであることを表し、「アノード」は、定数Ｘ及び係数Ｙが測定位置Ｂにおける測定データについてのものであることを表している。測定位置Ａは酸化剤ガス流路の入り口部分に相当する位置であり、測定位置Ｂは燃料ガス流路の入り口部分に相当する位置である。そして、本実施の形態（本測定例）では、セル２の積層方向から見て、セルスタック１の上半分（一方の半分）の周縁部に、酸化剤ガス供給マニホ−ルド４、燃料ガス供給マニホ−ルド５、及び冷却流体供給マニホ−ルド８が形成され、かつセルスタック１の下半分（他方の半分）の周縁部に、酸化剤ガス排出マニホールド７、燃料ガス排出マニホ−ルド６、及び冷却流体排出マニホ−ルド９が形成されている。そして、冷却流体供給マニホールド８に対し、燃料ガス供給マニホ−ルド５及び酸化剤ガス供給マニホ−ルド４のうち酸化剤ガス供給マニホ−ルド４の方が近く、燃料ガス供給マニホ−ルド５の方が遠く配置されている（図２参照）。このため、酸化剤ガス流路の入り口部分に相当する測定位置Ａの温度が、燃料ガス流路の入り口部分に相当する測定位置Ｂの温度より高くなっている。従って、このように両者を区別して、定数Ｘ及び係数Ｙの数値を求めることにより、酸化剤ガス及び燃料ガスの各々について、露点換算温度Ｔ１が満たすべき条件式を適切に設定することができる。

これらの測定例では、酸化剤ガス（カソード）について、Ｘが１．０〜１．５の範囲の数値であり、Ｙが０．０２〜０．０２７の範囲の数値であり、燃料ガス（アノード）について、Ｘが２．０〜２．５であり、Ｙが０．０２〜０．０２３である。従って、反応ガス（酸化剤ガス又は燃料ガス）については、Ｘが１．０〜２．５の範囲の数値であり、Ｙが０．０２〜０．０２７の範囲の数値である。

これらの測定例では、２つの測定例における電流密度が共に０．１６０Ａ／ｃｍ^２（定格）であるので、定数Ｘ及び係数Ｙの電流密度への依存性については確認することができなかった。なお、定数Ｘ及び係数Ｙのセル数Ｎへの依存性は理論上も測定データ上も存在しないと考えられる。これは後述する２セル毎に冷却する場合においても同様であると考えられる。

次に、２セル毎に冷却する場合について検討する。

上記では、２セル毎に冷却する場合には、露点換算温度Ｔ１は冷却水入口温度Ｔ２＋（３℃＋０．０２℃×（Ｎ―１））以上であることが好ましいと述べたが、これについてデータを補充して詳しく検討する。

図２１乃至図２６は２セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。

図２１乃至図２６は、それぞれ、電流密度が０．３００Ａ／ｃｍ^２である場合、電流密度が０．２５０Ａ／ｃｍ^２である場合、電流密度が０．１６０Ａ／ｃｍ^２（定格）である場合、電流密度が０．１１６Ａ／ｃｍ^２である場合、電流密度が０．０７８Ａ／ｃｍ^２である場合、及び電流密度が０．０５０Ａ／ｃｍ^２である場合の測定例を示す。

これらの測定例は、いずれも、セルスタック１のセル数が５４である以外は図１２の測定例と同様である。なお、セルスタック１の中ほどのセルの温度が示されていないが、これは、当該セルの温度がセルスタック１の両端部のセルの温度と同様の傾向を示すので、測定を省略したものである。

但し、これらの測定例では、セル番号は、セルスタック１への冷却水の出口（図２の端板３Ｂの貫通孔の外側開口）４０２に近いセル２から順に付与されている（図１２の測定例と反対である）。また、図２１乃至図２６における各プロットの表記が図１２における各プロットの表記と異なっている。すなわち、図２１乃至図２６においては、黒の菱形印のプロットは図１０に示すセパレータ１０，２０の測定位置Ａにおける温度を、黒の四角印のプロットは図１０に示すセパレータ１０，２０の測定位置Ｂにおける温度を、黒の△印のプロットは図１０に示すセパレータ１０，２０の測定位置Ｃにおける温度を、黒丸印のプロットは図１０に示すセパレータ１０，２０の測定位置Ｄにおける温度を、白の菱形印のプロットは図１０に示すセパレータ１０，２０の測定位置Ｅにおける温度を示す。

これらの測定例における測定条件（実験条件）は、以下の通りである。

いずれの測定例においても、冷却水入口温度Ｔ２は６０℃、冷却水出口温度Ｔ３は６８℃、冷却水入口温度Ｔ２と冷却水出口温度Ｔ３との差ΔＴは８℃である。

図２１乃至図２３の測定例では、燃料ガスの利用率Ｕｆは７２．５％、酸化剤ガスの利用率Ｕｏは５２．５％である。図２４の測定例では、燃料ガスの利用率Ｕｆは７２．５％、酸化剤ガスの利用率Ｕｏは４７．５％である。図２５の測定例では、燃料ガスの利用率Ｕｆは６７．５％、酸化剤ガスの利用率Ｕｏは４２．５％である。図２６の測定例では、燃料ガスの利用率Ｕｆは６７．５％、酸化剤ガスの利用率Ｕｏは４２．５％である。

いずれの測定例においても、酸化剤ガス流路１７の各流路（流路溝）の相当直径は０．９９ｍｍであり、燃料ガス流路２８の各流路（流路溝）の相当直径は０．９９ｍｍである。

図２３の測定例では、燃料ガスの流路入口における流速は４．４ｍ／ｓ、燃料ガスの流路出口における流速は２．２ｍ／ｓ、酸化剤ガスの流路入口における流速は４．２６ｍ／ｓ、酸化剤ガスの流路出口における流速は４．１５ｍ／ｓである。また、図２１の測定例では、燃料ガスの流路出口における流速は４．１ｍ／ｓ、酸化剤ガスの流路出口における流速は７．７ｍ／ｓである。なお、図２１の測定例における燃料ガスの流路入口における流速及び酸化剤ガスの流路入口における流速、並びに、図２２、図２４、図２５、及び図２６の測定例における燃料ガスの流路入口における流速、燃料ガスの流路出口における流速、酸化剤ガスの流路入口における流速、及び酸化剤ガスの流路出口における流速は、各測定例における燃料ガス利用率Ｕｆ及び酸化剤ガス利用率Ｕｏ並びに電流密度と、図２３の測定例における各ガス流速とから計算可能であるので、ここでは記載を省略する。なお、図２１乃至図２６の測定例における電流密度は図２８に示すとおりである。

図２１の測定例ではセルスタック１における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、１３．８ｋＰａ及び１１．４ｋＰａである。図２２の測定例ではセルスタック１における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、１１．９ｋＰａ及び９．７ｋＰａである。図２３の測定例ではセルスタック１における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、９．６ｋＰａ及び６．０ｋＰａである。図２４の測定例ではセルスタック１における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、５．９ｋＰａ及び４．９ｋＰａである。図２５の測定例ではセルスタック１における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、４．６ｋＰａ及び３．７ｋＰａである。図２６の測定例ではセルスタック１における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、３．６ｋＰａ及び２．７ｋＰａである。

これらの２セル毎に冷却する場合の測定例においても、上述の１セル毎に冷却する場合の測定例と同様に、露点換算温度Ｔ１が満たすべき条件式は、
Ｔ１≧Ｔ２＋（Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）×ΔＴ／８℃）となる。

測定データは、１セル毎に冷却する場合の測定例と同様に、最小自乗法により統計的に処理した。

そして、この条件式における定数Ｘ及び係数Ｙの数値を図１２、図２１乃至図２６の測定例から求めた。

図２８は２セル毎に冷却した場合における露点換算温度Ｔ１が満たすべき条件式の定数Ｘ及び係数Ｙの数値を電流密度とともに示す表である。

図２８において、実験番号１乃至６は、それぞれ、図２１乃至図２６の測定例を示す。「カソード」及び「アノード」の意味は、図２７と同じである。

本測定例では、酸化剤ガス（カソード）について、Ｘが２．８〜３．３の範囲の数値であり、Ｙが０．０１３〜０．０３３の範囲の数値であり、燃料ガス（アノード）について、Ｘが３．７〜４．２の範囲の数値であり、Ｙが０．０１３〜０．０３０の範囲の数値である。従って、反応ガス（酸化剤ガス又は燃料ガス）については、Ｘが２．８〜４．２の範囲の数値であり、Ｙが０．０１３〜０．０３３の範囲の数値である。

これらの測定例では、電流密度が増大するに連れて、概ね、定数Ｘが若干増大しかつ係数Ｙが減少する。なお、これらの測定例では、実際の運転上想定される限度まで電流密度を変化させたので、前述の数値範囲内において、電流密度を考慮して定数Ｘ及び係数Ｙを適宜選択することにより、露点換算温度Ｔ１が満たすべき条件式を適切に設定することができる。
<反応ガスの好ましい流速及び圧力損失>
図２９はガス流量と圧力損失との関係の一例を示すグラフである。

この測定例において使用したセルスタックはセル数が５４である他は上述の場合と同様である。

図２９において、「カソード」はセルスタック１における酸化剤ガスの圧力損失を表し、「アノード」はセルスタック１における燃料ガスの圧力損失を表す。「カソード」及び「アノード」にそれぞれ対応する圧力損失曲線Ｃ及び圧力損失曲線Ａの各々において、各プロットは、ガス流量の小さい方から順に、定格出力の３０％出力の場合、定格出力の５０％出力の場合、定格出力の７５％出力の場合、及び定格出力の１００％出力の場合を示す。

定格出力の３０％出力の場合においては、電流密度が０．０５Ａ／ｃｍ^２、燃料ガス利用率Ｕｆが６２．５％、酸化剤ガス利用率Ｕｏが３７．５％である。定格出力の５０％出力の場合においては、電流密度が０．０７８Ａ／ｃｍ^２、燃料ガス利用率Ｕｆが６７．５％、酸化剤ガス利用率Ｕｏが４２．５％である。定格出力の７５％出力の場合においては、電流密度が０．１１６Ａ／ｃｍ^２、燃料ガス利用率Ｕｆが７２．５％、酸化剤ガス利用率Ｕｏが４７．５％である。定格出力の１００％出力の場合においては、電流密度が０．１６Ａ／ｃｍ^２、燃料ガス利用率Ｕｆが７２．５％、酸化剤ガス利用率Ｕｏが５２．５％である。

図２９から明らかなように、反応ガスの圧力損失は反応ガスの流量に比例する。反応ガスの流量は、反応ガスの流速に比例するので、反応ガスの圧力損失は反応ガスの流速に比例する。また、電流密度の増加に連れて、反応ガスの流速が大きくなっており、かつ反応ガスの圧力損失が大きくなっている。

ところで、本発明は、発電領域４２Ａ，４２Ｂを、全域に渡って、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことを特徴としている。従って、発電領域４２Ａ，４２Ｂに位置する流路１７，２８を流れる反応ガスの流速がある値より低いと、フラッディングを発生して発電に支障をきたす。

一方、図２９に示すように、反応ガスの流速が大きくなるに連れて、セルスタック１における反応ガスの圧力損失が大きくなり、それにより、反応ガスを供給するために必要な圧力（以下、供給圧力という）が過大になる。そこで、本実施の形態では、燃料ガスの流路２８の出口（燃料ガスの出口マニホールド孔２４への接続部分）における流速（以下、出口ガス流速という場合ある）が１．８ｍ／ｓ以上でかつ４．１ｍ／ｓ以下に制御され、かつ酸化剤ガスの流路１７の出口（酸化剤ガスの出口マニホールド孔１３への接続部分）における流速（以下、出口ガス流速という場合ある）が２．８ｍ／ｓ以上でかつ７．７ｍ／ｓ以下に制御される。

これらの下限値及び上限値のうちの上限値は、補機（ここでは燃料供給用のポンプ及び酸化剤ガス供給用のブロワ）の反応ガス供給圧力に関する性能の観点から経験則に基づいて決定した。

一方、これらの下限値及び上限値のうちの下限値は、実験により求めた。この実験においては、上述の測定に使用したセルスタックと同様の全体構成を有し、燃料ガス流路２８及び酸化剤ガス流路１７の構造が互いに異なる５種類のセルスタックを作成した。そして、これらのセルスタックについて、燃料ガス利用率Ｕｆ、酸化剤ガス利用率Ｕｏ、及び電流密度を変化させることによって、出口ガス流速及び圧力損失を変化させ、それぞれの場合について、安定して発電できるか否かにより、フラッディングの発生の有無を判定した。

図３１は燃料ガスにおける出口流速及び圧力損失とフラッディング発生の有無との関係を示すグラフである。また、図３２は酸化剤ガスにおける出口流速及び圧力損失とフラッディング発生の有無との関係を示すグラフである。

図３１及び図３２において、丸印のプロットは、安定して発電が可能なこと、すなわち、フラッディングが発生していないことを示す。三角印のプロットは、フラッディングの発生により発電が不安定なことを示す。×印のプロットは、フラッディングの発生により発電が不可能なことを示す。

図３１から、燃料ガスにおける出口ガス流速は１．８ｍ／ｓ以上であることが好ましいことが明らかである。また、図３２から、酸化剤ガスにおける出口ガス流速は２．８ｍ／ｓ以上であることが好ましいことが明らかである。

この場合、燃料電池１０１が、燃料ガスの利用率が６０％以上であり、酸化剤ガスの利用率が４０％以上でかつ８０％以下であり、かつ電流密度が０．１５Ａ／ｃｍ^２以上でかつ０．３０Ａ／ｃｍ^２で以下であるように運転されることが前提である。つまり、これらのガス流速の範囲は、この運転条件の下で有効である。ガス流速は、電流密度が大きくなるに連れて大きくなるように制御される。

この燃料ガス及び酸化剤ガスの流速の制御は、具体的に、以下のようにして遂行される。

燃料ガスの流量をＱａで表し、燃料ガス流路２８の断面積をＳａで表すと、燃料ガスの流速Ｖａは、
Ｖａ＝Ｑａ／Ｓａとなる。

ここで、Ｑａは、燃料ガス流路２８の出口における未使用酸化剤ガス流量と、供給した全水分量を水蒸気として算出した場合のガス流量と、発電反応により発生した全水分量を水蒸気として算出した場合のガス流量との合計ガス流量である。未使用燃料ガス流量は、供給した燃料ガス流量に燃料ガスの利用率を乗算して算出される。Ｓａは、出口近傍の燃料ガス流路２８の断面積であり、各流路（流路溝）の断面積の総和である。各流路（流路溝）は相当直径（その断面積に等価な円の直径）が０．７８ｍｍ以上でかつ１．３０ｍｍ以下となるように形成されている。

また、酸化剤ガスの流量をＱｃで表し、酸化剤ガス流路１７の断面積をＳｃで表すと、酸化剤ガスの流速Ｖｃは、
Ｖｃ＝Ｑｃ／Ｓｃとなる。

ここで、Ｑｃは、酸化剤ガス流路１７の出口における未使用酸化剤ガス流量と、供給した全水分量を水蒸気として算出した場合のガス流量と、発電反応により発生した全水分量を水蒸気として算出した場合のガス流量との合計ガス流量である。未使用酸化剤ガス流量は、供給した酸化剤ガス流量に酸化剤ガスの利用率を乗算して算出される。Ｓｃは、出口近傍の酸化剤ガス流路１７の断面積であり、各流路（流路溝）の断面積の総和である。各流路（流路溝）は相当直径が０．７８ｍｍ以上でかつ１．３０ｍｍ以下となるように形成されている。

従って、燃料ガスの流速Ｖａ及び酸化剤ガスの流速Ｖｃは、制御装置１０８が、燃料ガス供給流量、燃料ガスの利用率、酸化剤ガス供給流量、酸化剤ガスの利用率、及び燃料ガス及び酸化剤ガスの露点換算温度Ｔ１を制御することにより、制御される。

次に、反応ガスの圧力損失について説明する。

フラッディングを防止するためには、反応ガス流路１７，２８における圧力損失が大きい方が好ましい。しかし、圧力損失が過大になると、反応ガスの供給圧力が過大になる。

そこで、本実施の形態では、セルスタック１における反応ガスの圧力損失が２ｋＰａ以上でかつ１０ｋＰａ以下となるように制御される。

この上限値及び下限値のうちの上限値は、補機の反応ガス供給圧力に関する性能の観点から経験則に基づいて決定した。

一方、この上限値及び下限値のうちの下限値は、上述の実験により出口ガス流速とともに求めた。すなわち、図３１から、セルスタックにおける燃料ガスの圧力損失は、３．６ｋＰａ以上であることが好ましいことが明らかである。また、図３２から、セルスタックにおける酸化剤ガスの圧力損失は、２．０ｋＰａ以上であることが好ましいことが明らかである。従って、燃料ガス及び酸化剤ガスを反応ガスという上位概念で把握すると、この圧力損失は、２．０ｋＰａ以上であることが好ましいことになる。

なお、図２１及び図２２の測定例では、反応ガスの圧力損失がこの好ましい範囲から外れているが、これはセルスタックの温度分布のデータを採取するために特別な過負荷運転をしたからであり、コージェネレーションシステムにはおいては、通常、このような過負荷運転はされない。

以上のように、反応ガスの流速及び反応ガスの圧力損失を制御することにより、フラッディングの発生を防止しつつ、発電領域４２Ａ，４２Ｂを、全域に渡って、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことができる。
<燃料電池の定格に関する有効範囲>
上述の露点換算温度Ｔ１が満たすべき条件式に関する検討は、定格出力がＤＣ１．２ｋＷの燃料電池を用いて行った。しかし、この検討結果は、理論的に、異なる定格出力の燃料電池にも適用できる（有効である）。具体的には、定格出力がＤＣ０．４ｋＷ〜２．４ｋＷの燃料電池にはほぼ確実に適用できる。さらに、例えば、セルスタックにおけるセルの積層数を単純に増加することにより、定格出力がＤＣ５ｋＷの燃料電池にまで適用することができる。

以上の観点から、燃料電池発電システムの運転条件をまとめると、以下のようになる。

燃料電池発電システム１０１は、その運転において、
Ｔ１≧Ｔ２＋１℃（運転条件１）を満たすことが好ましい。

さらには、Ｔ１≧Ｔ２＋（Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）×ΔＴ／８℃） 但し、Ｘ＝１〜２．５かつＹ＝０．０２〜０．０２７（運転条件２）を満たすことが好ましい。

また、Ｔ３−Ｔ２≦１５℃（運転条件３）、さらにはＴ３−Ｔ２≦１０℃（運転条件４）を満たすことが好ましい。

また、Ｔ２≦Ｔ１≦Ｔ３（運転条件５）を満たすことが好ましい。

また、Ｔ３−Ｔ１≧１℃（運転条件６）を満たすことが好ましい。

また、９０℃≧Ｔ３≧６６℃（運転条件７）、Ｔ１≧５０℃（運転条件８）、及び８０℃≧Ｔ３≧６６℃（運転条件９）を満たすことが好ましい。

さらに、２セル毎冷却方式を採用した場合には、Ｔ１≧Ｔ２＋（Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）×ΔＴ／８℃） 但し、Ｘ＝２．８〜４．２かつＹ＝０．０１３〜０．０３３（運転条件１０）を満たすことが好ましい。

以上の知見に基づき、本実施の形態では、（運転条件１）乃至（運転条件９）を満たすように燃料電池発電システム１００が構成されている。

具体的には、図１乃至図９において、カソード側セパレータ１０及びアノード側セパレータ２０では、反応ガス流路１７，２８及び冷却水流路１９，２９が「反応ガス温度上り勾配配置」に形成されている。また、反応ガスの加湿及び加熱に、供給反応ガスと排出反応ガスとを全熱交換によって加湿及び加熱し、さらにこの加湿及び加熱した供給反応ガスと排出冷却水とを全熱交換する全熱交換器１１７，１１８を用いることにより、熱交換可能温度差Ｔ３−Ｔ１が１℃程度となっている。また、冷却水出口温度Ｔ３と冷却水入口温度Ｔ２との温度差がＴ３−Ｔ２≦１０℃の条件を満たすことが可能なように、セルスタック１の最大発熱量に対する冷却システム１０４の最大冷却能力が設定されている。そして、冷却水出口温度Ｔ３が８０℃≧Ｔ３≧６６℃の条件を満たすように、冷却水の温度が調整される。この際、具体的な冷却水出口温度Ｔ３は、燃料電池１０１の所定の出力電流密度を考慮して決定される。この冷却水の温度調整は、制御装置１０８が冷却システム１０４の放熱装置１０５の放熱量及び冷却水循環ポンプ１０９の流量の少なくともいずれかを制御することにより遂行される。また、この冷却水の温度制御は、冷却水入口温度Ｔ２及び冷却水出口温度Ｔ３をそれぞれ検出する温度センサＴＳ１及び温度センサＴＳ２の検出値に基づいて、制御装置１０８が冷却水入口温度Ｔ２及び冷却水出口温度Ｔ３をフィードバック制御することにより遂行される。

また、酸化剤ガス流路１７及び燃料ガス流路２８における各流路（流路溝）は相当直径が０．７８ｍｍ〜１．３０ｍｍ以下となるように形成されている。また、制御装置１０８が、酸化剤ガス供給装置１０３を制御して、酸化剤ガス流路１７における酸化剤ガスの流速が２．８ｍ／ｓ〜７．７ｍ／ｓの範囲となり、セルスタック１における圧力損失が２ｋＰａ〜１０ｋＰａとなるように酸化剤ガスを供給する。また、制御装置１０８が、燃料ガス供給装置１０２を制御して、燃料ガス流路２８における燃料ガスの流速が１．８ｍ／ｓ〜４．１ｍ／ｓの範囲となり、セルスタック１における圧力損失が２ｋＰａ〜１０ｋＰａとなるように燃料ガスを供給する。

次に、以上のように構成された燃料電池発電システム１００の動作を説明する。燃料電池発電システム１００は制御装置１０８の制御により動作し、起動モード、運転モード、及び停止モードを有している。起動モードにおいては所定の起動動作が順次遂行されることにより、燃料電池発電システム１００が円滑に起動される。運転モード（発電運転時）では、通常の発電が行われる。停止モードでは、所定の停止動作が順次遂行されることにより、燃料電池発電システム１００が円滑に停止される。本実施の形態では、起動モード及び停止モードは周知の動作が遂行されるので、その説明を省略し、以下では、運転モードについてのみ説明する。

図１乃至図９を参照すると、運転モードでは、燃料ガス供給装置１０２から燃料ガス（供給燃料ガス）が燃料電池１０１のアノード４２Ｂに供給される。一方、酸化剤ガス供給装置１０３から酸化剤ガス（供給酸化剤ガス）が燃料電池１０１のカソード４２Ａに供給される。そして、アノード４２Ｂ及びカソード４２Ａにおいて発電反応が起こり、電力及び熱（排熱）が発生する。この発電反応により消費されなかった未反応の燃料ガス（排出燃料ガス）及び酸化剤ガス（排出酸化剤ガス）は、燃料電池１０１から排出される。一方、燃料電池１０１は、冷却システム１０４の冷却水循環流路１１２を循環する冷却水によって冷却される。

この過程において、供給燃料ガスは、アノード側全熱交換器１１７において、排出燃料ガスと全熱交換した後、さらに燃料電池１０１通過後の冷却水（排出冷却水）と全熱交換し、その燃料電池１０１の入口における露点換算温度（入口露点換算温度）Ｔ１が所定値となるよう加湿及び加熱される。

一方、供給酸化剤ガスは、カソード側全熱交換器１１８において、排出酸化剤ガスと全熱交換した後、さらに排出冷却水と全熱交換し、その入口露点換算温度Ｔ１が所定値となるよう加湿及び加熱される。

また、制御装置１０８は、入口温度センサＴＳ１及び出口温度センサＴＳ２の検出値に基づき、冷却システム１０４の放熱装置１０５の放熱量及び冷却水循環ポンプ１０６の流量を制御して、冷却水入口温度Ｔ２及び冷却水出口温度Ｔ３を調節する。この場合、燃料電池１０１の発熱量に対する冷却システムの冷却能力（放熱量）に応じて冷却水入口温度Ｔ２が定まり、冷却水の流量に応じて冷却水入口温度Ｔ２と冷却水出口温度Ｔ３との温度差ΔＴが定まる。また、冷却水出口温度Ｔ３が定まると、実質的に、アノード側全熱交換器１１７及びカソード側全熱交換器１１８の熱交換可能温度差Ｔ３−Ｔ１に従って、供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスの入口露点換算温度Ｔ１が定まる。すなわち、冷却システム１０４の放熱装置１０５の放熱量及び冷却水循環ポンプ１０６の流量を制御することにより、冷却水出口温度Ｔ３、冷却水入口温度Ｔ２、並びに燃料ガス及び酸化剤ガスの入口露点換算温度Ｔ１を制御することができる。なお、燃料電池１０１の出力の変動に応じて燃料電池１０１の排熱量が変化するので、制御装置１０８は、この排熱量の変化に応じて冷却システム１０４の冷却能力を変化させながら上述の冷却水の温度制御を行う。このように、制御装置１０８の制御により、運転モードにおいて、燃料電池発電システム１００が上述の（運転条件１）乃至（運転条件９）を満たすように運転される。それにより、燃料電池１０１の発電が起こる領域が全領域に渡ってフル加湿又は過加湿の雰囲気に保たれる。その結果、ＭＥＡ４３の高分子電解質膜４１の劣化が抑制され、燃料電池１０１の寿命が向上する。

次に、本実施の形態における上述の特徴的構成による効果を、後述する実施例による実験結果に基づいて説明する。

図１３は燃料電池の寿命試験の結果を示すグラフである。図１３において、横軸は運転時間を示し、縦軸はセル電圧を示す。

この実験では、本実施の形態の実施例として、ハードウエアが、全熱交換器１１７，１１８を除き、本実施の形態に従って作成された燃料電池発電システム１００を、運転条件を第１の運転条件と第２の運転条件との間で切り換えながら運転することにより行った。本実施例の燃料電池発電システム１００では、全熱交換器１１７，１１８に代えてバブラーを用い、このバブラーによって、所定の入口露点換算温度Ｔ１となるように燃料ガス及び酸化剤ガスを加湿及び加温した。従って、燃料ガス及び酸化剤ガスの入口露点換算温度Ｔ１は本実施の形態（図１）の燃料電池システム１００を動作させる場合と同様に適切に制御された。なお、燃料ガス流路２８における燃料ガスの流速が１．８ｍ／ｓ〜４．１ｍ／ｓの範囲となるよう制御され、酸化剤ガス流路１７における酸化剤ガスの流速が２．８ｍ／ｓ〜７．７ｍ／ｓの範囲となるよう制御され、セルスタック１における酸化剤ガス及び燃料ガスの圧力損失が２ｋＰａ〜１０ｋＰａとなるよう制御された。

ここで、第１の運転条件は、Ｔ１≧Ｔ２＋１℃（運転条件１）を満たさない比較例としての運転条件であり、具体的には、冷却水入口温度Ｔ２が６４℃、冷却水出口温度Ｔ３が６９℃、燃料ガス及び酸化剤ガスの入口露点換算温度Ｔ１が６４℃である。第２の運転条件は、Ｔ１≧Ｔ２＋（Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）×ΔＴ／８℃） 但し、Ｘ＝１〜２．５かつＹ＝０．０２〜０．０２７（運転条件２（及び運転条件１））を満す本発明の運転条件であり、具体的には、冷却水入口温度Ｔ２が６１℃、冷却水出口温度Ｔ３が６９℃、燃料ガス及び酸化剤ガスの入口露点換算温度Ｔ１が６４℃である。

そして、運転開始から約４４００時間を経過するまでの期間Ｐ１において、（運転条件１）を満たさない第１の運転条件で燃料電池発電システム１００を運転した。すると、セル電圧が徐々に低下した。その後、４００時間程度の期間Ｐ２において（運転条件２（及び運転条件１））を満たす第２の運転条件で運転した。すると、セル電圧が上昇（回復）した。その後、４００時間程度の期間Ｐ３において、再度、（運転条件１）を満たさない第１の運転条件で運転した。すると、セル電圧が再度徐々に低下した。その後、運転開始から約９４００時間を経過するまでの期間Ｐ４において、再度、（運転条件２（及び運転条件１））を満たす第２の運転条件で運転した。すると、セル電圧が再度回復し、運転開始から約９４００時間を経過してもそのセル電圧が維持された。

このことから、従来の運転方法を用いると燃料電池１０１の性能（セル電圧）が低下して燃料電池１０１の寿命が短くなることが予測されるのに対し、本発明の運転方法（運転条件１及び２を満たす運転方法）を用いると、一旦低下した燃料電池１０１の性能が回復してそのまま維持され、燃料電池１０１の寿命が向上することが実証された。
（実施の形態２）
図１４は本発明の実施の形態２に係る高分子電解質型燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。図１４において図１と同一符号は同一又は相当する部分を示す。

図１４に示すように、本実施の形態では、アノード側全熱交換器１１７及びカソード側全熱交換器１１８が、供給反応ガスを排出反応ガスと全熱交換し、この全熱交換後の供給反応ガスを排出冷却水と単に熱交換するよう構成されている。また、図２及び図３のセルスタック１が２セル毎に冷却されている。その他は、上述の実施の形態１と同様である。

詳しく説明すると、本実施の形態のアノード側全熱交換器１１７は、図１に示された構成において、第２の全熱交換セルスタック３０１Ｂに代えて、アノード側対冷却水熱交換器３０３Ａを有している。図１４、図８、及び図９に示すように、第１の全熱交換セルスタック３０１Ａにおいては、第１の流体供給マニホールド２０４、第１の流体流路２１７、及び第１の流体排出マニホールド２０７がアノード側全熱交換器１１７の燃料ガス流路１１７ａを構成し、第２の流体供給マニホールド２０５、第２の流体流路２２８、及び第２の流体排出マニホールド２０６がアノード側全熱交換器１１７の燃料ガス流路１１７ｂを構成している。また、第１の流体供給配管２５１が燃料ガス供給流路１０９の燃料ガス供給装置１０２側の部分１０９ａを構成しており、第１の流体排出配管２５２はアノード側対冷却水熱交換器３０３Ａの二次側流路の入口に接続されている。また、第２の流体供給配管２５３が燃料ガス排出流路１１０の燃料電池１０１側の部分１１０ａを構成し、第２の流体排出配管２５４が燃料ガス排出流路１１０の大気側の部分１１０ｂを構成している。

また、アノード側対冷却水熱交換器３０３Ａは、一次側流路を流れる流体と二次側流路を流れる流体とが熱交換可能に形成された周知の構成を有し、一次側流路がアノード側全熱交換器１１７の冷却水流路１１７ｃを構成している。そして、この一次側流路の両端が冷却水循環流路１１２の分流路１１２ａに接続されている。また、二次側流路の入口は上述のように全熱交換セルスタック３０１の第１の流体排出マニホールド２０７に一端が接続された第１の流体排出配管２５２の他端に接続されており、二次側流路の出口は燃料ガス供給流路１０９の燃料電池１０１側の部分１０９ｂに接続されている。従って、この二次側流路はアノード側全熱交換器１１７の燃料ガス流路１１７ａの一部を構成している。

このように構成されたアノード側全熱交換器１１７では、第１の全熱交換セルスタック３０１Ａにおいて、第１の流体マニホールド２０４に燃料電池１０１に供給燃料ガスが供給され、第２の流体マニホールド２０５に燃料電池１０１から排出された排出燃料ガスが供給される。そして、各全熱交換セル２０２において、第１の流体流路２１７を流れる供給燃料ガスと第２の流体流路２２８を流れる排出燃料ガスとが高分子電解質膜４１を介して全熱交換をし、それにより、供給燃料ガスが排出燃料ガスによって加湿及び加熱される。そして、アノード側対冷却水熱交換器３０３Ａにおいて、一次側流路を流れる冷却水と二次側流路を流れる供給燃料ガスとが熱交換し、それにより、全熱交換後の供給燃料ガスが、燃料電池１０１を通過して昇温した冷却水でさらに加熱される。そして、このように加湿及び加熱された供給燃料ガスが燃料電池１０１に供給される。

次に、カソード側全熱交換器１１８の構成を説明する。本実施の形態のカソード側全熱交換器１１８は、図１に示された構成において、第４の全熱交換セルスタック３０１Ｄに代えて、カソード側対冷却水熱交換器３０３Ｂを有している。第３の全熱交換セルスタック３０１Ｃにおいては、第１の流体供給配管２５１が酸化剤ガス供給流路１０７の酸化剤ガス供給装置１０３側の部分１０７ａを構成しており、第１の流体供給マニホールド２０４、第１の流体流路２１７、及び第１の流体排出マニホールド２０７がカソード側全熱交換器１１８の酸化剤ガス流路１１８ａを構成し、第１の流体排出配管２５２はカソード側対冷却水熱交換器３０３Ｂの二次側流路の入口に接続されている。また、第２の流体供給配管２５３が酸化剤ガス排出流路１１１の燃料電池１０１側の部分１１１ａを構成し、第２の流体供給マニホールド２０５、第２の流体流路２２８、及び第２の流体排出マニホールド２０６がカソード側全熱交換器１１８の酸化剤ガス流路１１８ｂを構成し、第２の流体排出配管２５４が酸化剤ガス排出流路１１１の大気側の部分１１１ｂを構成している。

また、カソード側対冷却水熱交換器３０３Ｂは、一次側流路を流れる流体と二次側流路を流れる流体とが熱交換可能に形成された周知の構成を有し、一次側流路がカソード側全熱交換器１１８の冷却水流路１１８ｃを構成している。そして、この一次側流路の両端が冷却水循環流路１１２の分流路１１２ｂに接続されている。また、二次側流路の入口は上述のように全熱交換セルスタック３０１の第１の流体排出マニホールド２０７に一端が接続された第１の流体排出配管２５２の他端に接続されており、二次側流路の出口は酸化剤ガス供給流路１０７の燃料電池１０１側の部分１０７ｂに接続されている。従って、この二次側流路はカソード側全熱交換器１１８の酸化剤ガス流路１１８ａの一部を構成している。

このように構成されたカソード側全熱交換器１１８では、第３の全熱交換セルスタック３０１Ｃにおいて、第１の流体マニホールド２０４に燃料電池１０１に供給される酸化剤ガス（以下、供給酸化剤ガスという）が供給され、第２の流体マニホールド２０５に燃料電池１０１から排出された酸化剤ガス（以下、排出酸化剤ガスという）が供給される。そして、各全熱交換セル２０２において、第１の流体流路２１７を流れる供給酸化剤ガスと第２の流体流路２２８を流れる排出酸化剤ガスとが高分子電解質膜４１を介して全熱交換をし、それにより、供給酸化剤ガスが排出酸化剤ガスによって加湿及び加熱される。そして、カソード側対冷却水熱交換器３０３Ｂにおいて、一次側流路を流れる冷却水と二次側流路を流れる酸化剤燃料ガスとが熱交換し、それにより、全熱交換後の供給酸化剤ガスが、燃料電池１０１を通過して昇温した冷却水でさらに加熱される。そして、このように加湿及び加熱された供給酸化剤ガスが燃料電池１０１に供給される。

また、図３に示すセルスタック１は、カソードセパレータ１０及びアノードセパレータ２０に冷却水流路１９，２９が形成されているセル２と、カソードセパレータ１０及びアノードセパレータ２０に冷却水流路１９，２９が形成されていないセル２とが交互に積層されるようにして構成されている。

また、制御装置１０８は、反応ガス入口露点換算温度Ｔ１及び冷却水入口温度Ｔ２を、
Ｔ１≧Ｔ２＋（３℃＋０．０２℃×（Ｎ―１））運転条件１０）を満たすように制御する。

これにより、燃料電池１０１の発電反応が起こる領域の全領域を、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことができる。その結果、高分子電解質膜４１の劣化が防止され、燃料電池１０１の寿命が向上する。また、アノード側対冷却水熱交換器３０３Ａ及びカソード側対冷却水熱交換器３０３Ｂの構成が簡素化される。

なお、上記では、燃料電池発電システム１００は、アノード側全熱交換器１１７とカソード側全熱交換器１１８とを共に備えたが、簡略化する場合には、いずれかを省略してもよい。
（実施の形態３）
図１５は本発明の実施の形態３に係る燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。図１５において図１と同一符号は同一又は相当する部分を示す。

図１５に示すように、本実施の形態では、反応ガス同士の全熱交換に加えて反応ガスと冷却水との全熱交換をも行う図１のアノード側全熱交換器１１７及びカソード側全熱交換器１１８に代えて、反応ガスと冷却水との間でのみ全熱交換を行うアノード側全熱交換器１２１及びカソード側全熱交換器１２２を備えている。これ以外の点は実施の形態１と同様である。

具体的には、アノード側全熱交換器１２１は、実施の形態１のアノード側全熱交換器１１７の第２の全熱交換セルスタック３０１Ｂと全く同じ構成を有しており、従って、その詳細な説明を省略する。このアノード側全熱交換器１２１では、供給側燃料ガス流路１２１ａを流れる供給燃料ガスが冷却水流路１２１ｂを流れる排出冷却水と全熱交換して、加湿及び加熱される。

また、カソード側全熱交換器１２２は、実施の形態１のカソード側全熱交換器１１８の第４の全熱交換セルスタック３０１Ｄと全く同じ構成を有しており、従って、その詳細な説明を省略する。このカソード側全熱交換器１２２では、供給側酸化剤ガス流路１２２ａを流れる供給酸化剤ガスが冷却水流路１２２ｂを流れる排出冷却水と全熱交換して、加湿及び加熱される。

この場合、アノード側全熱交換器１２１及びカソード側全熱交換器１２２の熱交換可能温度差は、Ｔ３−Ｔ１≧２℃程度となる。

このように構成された本実施の形態の燃料電池発電システムにおいても、実施の形態１の燃料電池発電システムと同様の効果が得られる。

なお、簡略化する場合には、アノード側全熱交換器１２１及びカソード側全熱交換器１２２のいずれかを省略してもよい。
（実施の形態４）
図１６は本発明の実施の形態４に係る燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。図１６において図１と同一符号は同一又は相当する部分を示す。

図１６に示すように、本実施の形態では、反応ガス同士の全熱交換に加えて反応ガスと冷却水との全熱交換をも行う図１のアノード側全熱交換器１１７及びカソード側全熱交換器１１８に代えて、同じ反応ガスの供給側のガスと排出側のガスとの間でのみ全熱交換を行うアノード側全熱交換器１１９及びカソード側全熱交換器１２０を備えている。これ以外の点は実施の形態１と同様である。

具体的には、アノード側全熱交換器１１９は、実施の形態１のアノード側全熱交換器１１７の第１の全熱交換セルスタック３０１Ａと全く同じ構成を有しており、従って、その詳細な説明を省略する。このアノード側全熱交換器１１９では、供給側燃料ガス流路１１９ａを流れる供給燃料ガスが排出側燃料ガス流路１１９ｂを流れる排出燃料ガスと全熱交換して、加湿及び加熱される。

また、カソード側全熱交換器１２０は、実施の形態１のカソード側全熱交換器１１８の第３の全熱交換セルスタック３０１Ｃと全く同じ構成を有しており、従って、その詳細な説明を省略する。このカソード側全熱交換器１２２では、供給側酸化剤ガス流路１２２ａを流れる供給酸化剤ガスが排出側酸化剤ガス流路１２２ｂを流れる排出酸化剤ガスと全熱交換して、加湿及び加熱される。

この場合、アノード側全熱交換器１１９及びカソード側全熱交換器１２０の熱交換可能温度差は、Ｔ３−Ｔ１≧４℃程度となる。

このように構成された本実施の形態の燃料電池発電システムにおいても、実施の形態１の燃料電池発電システムと同様の効果が得られる。

なお、簡略化する場合には、アノード側全熱交換器１１９及びカソード側全熱交換器１２０のいずれかを省略してもよい。
（実施の形態５）
図１７は本発明の実施の形態５に係る燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図、図１８は図１７の燃料電池発電システムに用いられる加湿器付燃料電池の構成を模式的に示す側面図、図１９は図１８の加湿器付燃料電池を構成するセパレータを示す図であって、（ａ）は第１のセパレータの正面図、（ｂ）は第２のセパレータの正面図である。図１７において図１と同一符号は同一又は相当する部分を示す。また、図１８において図２及び図８と同一符号は同一又は相当する部分を示す。

図１７に示すように、本実施の形態では、燃料電池発電システム１００が図１の燃料電池１０１に代えて、加湿器付燃料電池５００を備えている。その他の点は実施の形態１と同様である。

加湿器付燃料電池５００は、供給燃料ガスと排出燃料ガスとを全熱交換すると同時にこれらのガスと排出冷却水とを単に熱交換し、かつ供給酸化剤ガスと排出酸化剤ガスとを全熱交換すると同時にこれらのガスと排出冷却水とを単に熱交換するように構成されている。

図１８に示すように、図１の燃料電池１０１のセル積層体２０１と同様の構成を有する電池部５０２と、加湿部５０３とを有している。加湿部５０３は図８の全熱交換セルスタック３０２と同様の構成を有している。そして、電池部５０２においてセル２が積層されかつ加湿部５０３において全熱交換セル２０２がそれぞれ積層されかつこのセル２及び全熱交換セル２０２からなる積層体の両端に一対の端板５０４Ａ及び５０４Ｂが配設されて電池及び加湿器一体化セルスタック５０１が形成されている。

全熱交換セル２０２は、本実施の形態では、図９に示す構成において、第１のセパレータ２１０及び第２のセパレータ２２０に代えて、図１９（ａ）に示す第１のセパレータ５１０及び図１９（ｂ）に示す第２のセパレータ５２０が配設されている。

図１９（ａ）に示すように、第１のセパレータ５１０の正面には供給酸化剤ガス流路５１１と供給燃料ガス流路５１２とが形成されている。図１９（ａ）には、供給酸化剤ガス流路５１１及び供給燃料ガス流路５１２が各々の形成されている領域（１点鎖線によって囲まれた領域）によって示されている。これらの領域は全熱交換セル２０２の厚み方向（積層方向）から見て、疑似ＭＥＡ２４３（図９参照）の高分子電解質膜４が露出している領域に重なるようにかつ左右に間隔を置いて並ぶように形成されている。第１のセパレータ５１０の背面には、冷却水流路（図示せず）が図３のカソード側セパレータ１０の冷却水流路１９と同様に形成されている。第１のセパレータ５１０の周縁部の適所には、供給酸化剤ガス流路５１１の上流端及び下流端にそれぞれ接続する入口マニホールド孔及び出口マニホールド孔（図示せず）と、供給燃料ガス流路５１２の上流端及び下流端にそれぞれ接続する入口マニホールド孔及び出口マニホールド孔（図示せず）と、冷却水流路の上流端及び下流端にそれぞれ接続する入口マニホールド孔及び出口マニホールド孔（図示せず）とが形成されている。

図１９（ｂ）に示すように、第２のセパレータ５２０の正面には排出酸化剤ガス流路５２１と排出燃料ガス流路５２２とが形成されている。図１９（ｂ）には、排出酸化剤ガス流路５２１及び排出燃料ガス流路５２２が各々の形成されている領域（１点鎖線によって囲まれた領域）によって示されている。これらの領域は全熱交換セル２０２の厚み方向から見て、疑似ＭＥＡ２４３（図９参照）の高分子電解質膜４が露出している領域に重なるようにかつ左右に間隔を置いて並ぶように形成されている。また、排出酸化剤ガス流路５２１及び排出燃料ガス流路５２２は、全熱交換セル２０２の厚み方向から見て、第１のセパレータ５１０の供給酸化剤ガス流路５１１及び供給燃料ガス流路５１２と実質的に重なり合うように形成されている。第２のセパレータ５２０の背面には、冷却水流路（図示せず）が図３のアノード側セパレータ２０の冷却水流路２９と同様に形成されている。第２のセパレータ５２０の周縁部の適所には、排出酸化剤ガス流路５２１の上流端及び下流端にそれぞれ接続する入口マニホールド孔及び出口マニホールド孔（図示せず）と、排出燃料ガス流路５２２の上流端及び下流端にそれぞれ接続する入口マニホールド孔及び出口マニホールド孔（図示せず）と、冷却水流路の上流端及び下流端にそれぞれ接続する入口マニホールド孔及び出口マニホールド孔（図示せず）とが形成されている。

そして、電池及び加湿器一体化セルスタック５０１の全体においては、加湿器部５０３及び電池部５０２を貫通するように、供給燃料ガスを供給する供給燃料ガス供給マニホールド（図示せず）、供給燃料ガスを排出する供給燃料ガス排出マニホールド（図示せず）、排出燃料ガスを供給する排出燃料ガス供給マニホールド（図示せず）、排出燃料ガスを排出する排出燃料ガス排出マニホールド（図示せず）、供給酸化剤ガスを供給する供給酸化剤ガス供給マニホールド（図示せず）、供給酸化剤ガスを排出する供給酸化剤ガス排出マニホールド（図示せず）、排出酸化剤ガスを供給する排出酸化剤ガス供給マニホールド（図示せず）、排出酸化剤ガスを排出する排出酸化剤ガス排出マニホールド（図示せず）、冷却水を供給する冷却水供給マニホールド（図示せず）、及び冷却水を排出する冷却水排出マニホールド（図示せず）が形成されている。これらの各マニホールドは、上述のマニホールド孔を含む、各マニホールドに対応するマニホールド孔が、加湿器部５０３の第１のセパレータ２１０、疑似ＭＥＡ２４３、及び第２のセパレータ２２０、並びに、電池部５０２のカソード側セパレータ１０、ＭＥＡ４３、及びアノード側セパレータ２０に形成され、それらが繋がって形成されている。

以上のように構成された加湿器付燃料電池５００では、加湿器部５０３の全熱交換スタック２０２において、第１のセパレータ５１０の供給燃料ガス流路５１２を流れる供給燃料ガスが第２のセパレータ５２０の排出燃料ガス流路５２２を流れる排出燃料ガスと高分子電解質膜４（図９参照）を介して全熱交換される。また、第１のセパレータ５１０の供給酸化剤ガス流路５１１を流れる供給酸化剤ガスが第２のセパレータ５２０の排出酸化剤ガス流路５２１を流れる排出酸化剤ガスと高分子電解質膜４（図９参照）を介して全熱交換される。そして、この際に、第１のセパレータ５１０の冷却水流路及び第２のセパレータ５２０の冷却水流路（図示せず、両者で１つの冷却水流路を形成する）を流れる排出冷却水によって、供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスが、排出燃料ガス及び排出酸化剤ガスとともに加熱される。

このような本実施の形態によれば、排出冷却水によって排出燃料ガス及び排出酸化剤ガスをも加熱する分、排出冷却水による供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスの加熱効率が実施の形態１に比べて若干低下するものの、電池部５０２から排出される水分及び排熱を有効に利用して供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスを加湿及び加熱することができる。しかも、加湿器部５０３が電池部５０２と一体化されているので、燃料電池発電システムを小型化することができる。
（実施の形態６）
図３０は本発明の実施の形態６に係る高分子電解質型燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。図３０において図１と同一符号は同一又は相当する部分を示す。

図３０に示すように、本実施の形態では、アノード側全熱交換器１１７が、図１に示された構成において、第２の全熱交換セルスタック３０１Ｂに代えて、アノード側対冷却水熱交換器３０３Ａを有している。その他は、上述の実施の形態２と同様である。

このような構成によれば、アノード側全熱交換器１１７では、供給燃料ガスが排出燃料ガスと全熱交換され、この全熱交換された後の供給燃料ガスが排出冷却水と単に熱交換される。一方、カソード側全熱交換器１１８では、実施の形態１と同様に、供給酸化剤ガスが排出酸化剤ガスと全熱交換され、この全熱交換された後の供給酸化剤ガスが排出冷却水と全熱交換される。

ところで、実施の形態２のように、アノード側全熱交換器１１７及びカソード側全熱交換器１１８を、供給反応ガスを排出反応ガスと全熱交換し、この全熱交換後の供給反応ガスを排出冷却水と単に熱交換するよう構成すると、排出反応ガスにより加熱されて昇温した供給反応ガスをさらに排出冷却水の顕熱で加熱するため、供給反応ガス中の水分（液状水の分量）が少ないと、供給反応ガスを排出冷却水との全熱交換により該排出冷却水の顕熱と潜熱との双方で加熱する場合に比べて、排出冷却水から供給反応ガスへの熱伝達量、すなわち加熱能力が低下する。ここで、燃料ガスの利用率は高いので、排出燃料ガスは結露水を多量に含んでいて、この排出燃料ガスと全熱交換した供給燃料ガスも水分を多く含んでいる。従って、供給燃料ガスを排出冷却水と単に熱交換しても、排出冷却水による加熱能力が低下することはない。一方、酸化剤ガスの利用率は低いので、排出酸化剤ガスは水分が少なく、この排出酸化剤ガスと全熱交換した供給酸化剤ガスも水分が少ない。しかし、供給酸化剤ガスは排出冷却水と全熱交換されるので、排出冷却水によって十分加熱される。

よって、本実施の形態によれば、反応ガスに対する排出冷却水による加熱能力の低下を招くことなく、アノード側及びカソード側のうちの一方の全熱交換器１１７の構成を簡素化することができる。

本発明の実施の形態の実施例として、図１乃至図９に示す構成を有する燃料電池発電システムを作製した。

図１乃至図９において、ここでは、燃料電池１０１、アノード側全熱交換器１１７、及びカソード側全熱交換器１１８についてのみ具体的構成を示す。その他の部分は周知のように構成されている。

まず、アノード４２Ｂ及びカソード４２Ａ（以下、電極という）の作製方法を説明する。

アセチレンブラック粉末に、平均粒径約３０Åの白金粒子を２５重量％担持させたもの触媒として用いた。この触媒の粉末をイソプロパノ−ルに分散させた溶液に、パーフルオロカーボンスルホン酸をエチルアルコールに分散したディスパージョン溶液を混合して触媒ペーストを作成した。

一方、ガス拡散層を構成する外寸１２ｃｍ×１２ｃｍ、厚み２２０μｍのカーボンクロス（TORAY製 TGP-H-090）を撥水処理した。このカ−ボンクロスの触媒層を形成する側の面に、カーボンブラック粉末（電気化学工業株式会社製 DENKA BLACKFX-35）とＰＴＦＥの水性ディスパージョン（ダイキン製 D-1）との混合物を塗布し、４００℃で３０分間焼成して撥水層を付与した。このカ−ボンクロスの撥水層を付与した方の面に、触媒ペーストをスクリ−ン印刷法を用いて塗布することにより触媒層を形成した。そして、この触媒層が形成されたカ−ボンクロスを電極として用いた。この触媒層が形成された電極中に含まれる白金量は、０．３ｍｇ／ｃｍ²であり、パーフルオロカーボンスルホン酸の量は１．０ｍｇ／ｃｍ²であった。

次に、高分子電解質膜４１として、外寸が２０ｃｍ×２０ｃｍのパーフルオロカーボンスルホン酸膜（DUPONT製Nafion112（登録商標））を用いた。この高分子電解質膜４１の両面に、一対の電極を触媒層が高分子電解質膜４１に接するようにホットプレスで接合してＭＥＡ４３を作製した。ここでは、高分子電解質膜としてパーフルオロカーボンスルホン酸を３０μｍの厚みに薄膜化したものを用いた。

次に、平均粒径１００μｍの人造黒鉛粉末８０ｗｔ％とカーボンブラック５ｗｔ％と熱硬化前のフェノール樹脂１５ｗｔ％とを混合して、コンパウンドを作製した。このコンパウンドを、セパレータの形状を転写した形状の金型に投入し、１８０℃でホットプレスすることによってフェノール樹脂を硬化させ、それにより、図４乃至図７に示す導電性の成形セパレータ１０，２０を作製した。図４及び図６はセパレータ１０，２０の正面(内面)に形成したガス流通用溝の形状を示したものである。セパレータ１０，２０の大きさは２０ｃｍ×２０ｃｍ、厚さは３ｍｍであり、反応ガスの流路１７，２８は幅１．２ｍｍで深さ０．７ｍｍの溝状に形成されている。

次いで、セパレータ１０，２０に、酸化剤ガスのマニホールド孔２１，２３と、燃料ガスのマニホールド孔２２，２４を形成した。

また図５及び図７は、冷却水流路１９，２９の形状を示したものであり、図４及び図６に示したセパレータ１９の背面（外面）に形成したものである。冷却水流路１９，２９は、深さ０．７ｍｍの溝状に形成されている。

次に、ＭＥＡ４３の高分子電解質膜４１に、冷却水、燃料ガス、及び酸化剤ガス流通用のマニホールド穴を形成し、ＭＥＡ４３の、中央部の電極部分の周囲と各マニホールド穴１１〜１６の周囲に、バイトン製Ｏ−リング状の流体シール部材を張り合わせガスケットとした。

このようにして作成したアノード側セパレータ２０とカソード側セパレータ１０とでＭＥＡ４３を挟み、セル２を作成した。このセル２を４０個積層してセル積層体２０１を作成した。そして、セル積層体２０１の両端に、銅の表面に金メッキした集電板と、ＰＰＳ製の絶縁板と、ＳＵＳを切削加工することで作成した端板３Ａ，３Ｂとを配設し、これらを締結ロッドで固定した。この時の締結圧は電極の面積当たり１０ｋｇｆ／ｃｍ²とした。
このようにして燃料電池１０１（セルスタック１）を作成した。

また、アノード側全熱交換器１１７及びカソード側全熱交換器１１８を上述の燃料電池１０１と同様の製造方法で作成した。

このように作製した本実施例の燃料電池発電システム１００を用いて、実施の形態１で図１３に基づき説明した寿命試験を行った。

その結果、実施の形態１で述べたように、燃料電池１０１の寿命を向上させることができた。

なお、上記実施の形態１乃至３では、燃料電池１０１から排出される反応ガス及び冷却水の少なくともいずれかとの全熱交換により、反応ガスを、所定の入口露点換算温度を有するように加湿及び加熱したが、これを、バブラー等の一般の加湿器を用いて行ってもよい。

また、上記実施の形態１乃至３では、アノード側全熱交換器１１７，１１９，１２１とカソード側全熱交換器１１８，１２０，１２２とを別体としたが、これらを一体化してもよい。また、これらをセルスタック１と一体化してもよい。この場合、アノード側全熱交換器１１７，１１９，１２１と、カソード側全熱交換器１１８，１２０，１２２と、セルスタック１とは基本的構成が同じであるので、これらを容易に一体化することができる。

また、実施の１及び２では、アノード側全熱交換器１１７，１２１とカソード側全熱交換器１１８，２２とを冷却システム１０４の冷却循環流路１１２に並列に接続したが、アノード側全熱交換器１１７，１２１とカソード側全熱交換器１１８，２２とを冷却システム１０４の冷却循環流路１１２に直列に接続してもよい。

また、上記実施の形態１乃至３では、冷却水流路１９，２９を１又は２セル毎に設けたが、これを３以上のセル毎に設けてもよい。

本発明の高分子電解質型燃料電池発電システムは、ポータブル電源、電気自動車用電源、コージェネシステム等に使用する燃料電池発電システムとして有用である。

図１は本発明の実施の形態１に係る高分子電解質型燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。 図１の燃料電池の概略の構成を示す斜視図である。 図２のIII−III平面に沿った断面図である。 カソード側セパレータの正面図である。 カソード側セパレータの背面図である。 アノード側セパレータの正面図である。 アノード側セパレータの背面図である。 図１のアノード側全熱交換器を構成する全熱交換セルスタックの構成を示す斜視図である。 図８のIX−IX平面に沿った断面図である。 セルスタックの温度分布を測定するために用いたセパレータの構造を示す模式図である。 １セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布を示すグラフである。 ２セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布を示すグラフである。 本発明の実施の形態１による燃料電池の寿命試験の結果を示すグラフである。 本発明の実施の形態２に係る高分子電解質型燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。 本発明の実施の形態３に係る高分子電解質型燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。 本発明の実施の形態４に係る高分子電解質型燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。 本発明の実施の形態５に係る燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。 図１７の燃料電池発電システムに用いられる加湿器付燃料電池の構成を模式的に示す側面図である。 図１８の加湿器付燃料電池を構成するセパレータを示す図であって、（ａ）は第１のセパレータの正面図、（ｂ）は第２のセパレータの正面図である。 １セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。 ２セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。 ２セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。 ２セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。 ２セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。 ２セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。 ２セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。 １セル毎に冷却した場合における露点換算温度Ｔ１が満たすべき条件式の定数Ｘ及び係数Ｙの数値を電流密度とともに示す表である。 ２セル毎に冷却した場合における露点換算温度Ｔ１が満たすべき条件式の定数Ｘ及び係数Ｙの数値を電流密度とともに示す表である。 ガス流量と圧力損失との関係の一例を示すグラフである。 本発明の実施の形態６に係る高分子電解質型燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。 燃料ガスにおける出口流速及び圧力損失とフラッディング発生の有無との関係を示すグラフである。 酸化剤ガスにおける出口流速及び圧力損失とフラッディング発生の有無との関係を示すグラフである。

符号の説明

１ セルスタック
２ セル
３Ａ，３Ｂ 端板
４ 酸化剤ガス供給マニホールド
５ 燃料ガス供給マニホールド
６ 燃料ガス排出マニホールド
７ 酸化剤ガス排出マニホールド
８ 冷却水供給マニホールド
９ 冷却水排出マニホールド
１０ カソード側セパレータ
１１、２１ 酸化剤ガスの入口マニホールド孔
１３、２３ 酸化剤ガスの出口マニホールド孔
１７ 酸化剤ガス流路
２０ アノード側セパレータ
１２、２２ 燃料ガスの入口マニホールド孔
１４、２４ 燃料ガスの出口マニホールド孔
１５、２５ 冷却水の入口マニホールド孔
１６、２６ 冷却水の出口マニホールド孔
１９、２９ 冷却水流路
２８ 燃料ガス流路
３０ 冷却水供給配管
４１ 高分子電解質膜
４２Ａ カソード
４２Ｂ アノード
４３ ＭＥＡ
４６ ガスケット
４８ Ｏリング
５１ 酸化剤ガス供給配管
５２ 酸化剤ガス排出配管
５３ 燃料ガス供給配管
５４ 燃料ガス排出配管
５５ 冷却水排出配管
１００ 燃料電池発電システム
１０１ 燃料電池
１０２ 燃料ガス供給装置
１０３ 酸化剤ガス供給装置
１０４ 冷却システム
１０５ 放熱装置
１０６ 冷却水循環ポンプ
１０７ 酸化剤ガス排出流路
１０８ 制御装置
１０９ 燃料ガス供給流路
１１０ 燃料ガス排出流路
１１１ 酸化剤ガス排出流路
１１２ 冷却水循環流路
１１７ アノード側全熱交換器
１１８ カソード側全熱交換器
２０２ 全熱交換セル
２０３Ａ，２０３Ｂ 端板
２０４ 第１の流体供給マニホールド
２０５ 第２の流体供給マニホールド
２０６ 第２の流体排出マニホールド
２０７ 第１の流体排出マニホールド
２１０ 第１のセパレータ
２１１，２２１ 第１の流体の入口マニホールド孔
２１３，２２３ 第１の流体の出口マニホールド孔
２１７ 第１の流体流路
２２０ 第２のセパレータ
２１２，２２２ 第２の流体の入口マニホールド孔
２１４，２２４ 第２の流体の出口マニホールド孔
２２８ 第２の流体流路
２４３ 疑似ＭＥＡ
２５１ 第１の流体供給配管
２５２ 第１の流体排出配管
２５３ 第２の流体供給配管
２５４ 第２の流体排出配管
３０１ 全熱交換セルスタック
３０１Ａ 第１の全熱交換セルスタック
３０１Ｂ 第２の全熱交換セルスタック
３０１Ｃ 第３の全熱交換セルスタック
３０１Ｄ 第４の全熱交換セルスタック
３０２ 全熱交換セル積層体
３０３Ａ アノード側対冷却水熱交換器
３０３Ｂ カソード側対冷却水熱交換器
４０１ 冷却水循環流路の燃料電池への入口
４０２ 冷却水循環流路の燃料電池からの出口
４０３ 燃料ガス入口
４０４ 酸化剤ガス入口
５００ 加湿器付燃料電池
５０１ 加湿器及び燃料電池一体化スタック
５０２ 電池部
５０３ 加湿器部
５０４Ａ，５０４Ｂ 端板
５１０ 第１のセパレータ
５１１ 供給酸化剤ガス流路
５１２ 供給燃料ガス流路
５２０ 第２のセパレータ
５２１ 排出酸化剤ガス流路
５２２ 排出燃料ガス流路
ＴＳ１ 入口温度センサ
ＴＳ２ 出口温度センサ

Claims (25)

1. 高分子電解質膜並びに該高分子電解質膜の両面に形成されたアノード及びカソードを有するＭＥＡと、前記ＭＥＡの一方の側に正面が前記アノードに接触するように配置され該正面の該アノードに接触する領域に溝状の燃料ガス流路が形成された導電性及び熱伝導性の板状のアノード側セパレータと、前記ＭＥＡの他方の側に正面が前記カソードに接触するように配置され該正面の該カソードに接触する領域に溝状の酸化剤ガス流路が形成された導電性及び熱伝導性の板状のカソード側セパレータと、を有するセルが複数積層されてなるセルスタックと、燃料ガスの入口と、酸化剤ガスの入口と、冷却流体の入口と、冷却流体の出口と、前記アノード及び前記カソードからなる発電領域と、を備える燃料電池と、
   燃料ガスの前記入口に燃料ガスを供給する燃料ガス供給装置と、
   酸化剤ガスの前記入口に酸化剤ガスを供給する酸化剤ガス供給装置と、
   冷却流体の前記入口、冷却流体経路、及び冷却流体の前記出口を通るように冷却流体を流すことにより該燃料電池を冷却する冷却流体供給装置と、
   制御装置と、を備え、
   前記セルスタックの内部に、燃料ガス供給マニホ−ルド、燃料ガス排出マニホ−ルド、酸化剤ガス供給マニホ−ルド、酸化剤ガス排出マニホールド、冷却流体供給マニホ−ルド、及び冷却流体排出マニホ−ルドが前記セルの積層方向に延びるように形成され、
   前記各アノード側セパレータの前記燃料ガス流路が前記燃料ガス供給マニホ−ルドと前記燃料ガス排出マニホ−ルドとを接続するように形成され、
   前記各カソード側セパレータの前記酸化剤ガス流路が前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドと前記酸化剤ガス排出マニホ−ルドとを接続するように形成され、
   １セル毎又は２セル毎に、冷却流体流路が、前記アノードセパレータ及び前記カソードセパレータのうちの少なくともいずれかの背面の、前記セルの積層方向から見て前記発電領域と重なる領域に前記冷却流体供給マニホ−ルドと前記冷却流体主排出マニホールドとを接続するように形成され、
   前記燃料ガス供給マニホ−ルドの上流側の端が燃料ガスの前記入口に連通しかつ前記燃料ガス排出マニホ−ルドの下流側の端が外部に連通し、
   前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドの上流側の端が酸化剤ガスの前記入口に連通しかつ前記酸化剤ガス排出マニホ−ルドの下流側の端が外部に連通し、
   前記冷却流体供給マニホ−ルドの上流側の端が冷却流体の前記入口に連通しかつ前記冷却流体排出マニホ−ルドの下流側の端が冷却流体の前記出口に連通し、
   前記燃料ガス流路及び前記酸化剤ガス流路の各々の最上流部と前記冷却流体流路の最上流部とが前記セルの積層方向から見て概ね同じ位置に位置し、かつ、前記燃料ガス流路及び前記酸化剤ガス流路の各々の最下流部と前記冷却流体流路の最下流部とが前記セルの積層方向から見て概ね同じ位置に位置するように形成され、
   前記燃料ガス及び前記酸化剤ガスの少なくともいずれかの前記入口における全水分量を露点に換算した温度（以下、入口露点換算温度）をＴ１で表し、前記冷却流体の前記入口における温度（以下、冷却流体入口温度）をＴ２で表し、前記冷却流体の前記出口における温度（以下、冷却流体出口温度）をＴ３で表し、Ｔ３−Ｔ２をΔＴで表し、かつ、前記セルスタックにおいて積層された前記セルの数をＮで表した場合に、前記制御装置は、前記燃料電池の前記発電領域において前記燃料ガスと酸化剤ガスとが反応して発熱を伴う発電が行われる時に、１セル毎に、前記冷却流体流路が、前記アノードセパレータ及び前記カソードセパレータのうちの少なくともいずれかの背面に形成されている場合には、Ｔ１≧Ｔ２＋２℃という第１の条件と、Ｔ３−Ｔ２≦１５℃という第２の条件と、Ｔ１≧Ｔ２＋（Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）×ΔＴ／８℃）であり、Ｘが１〜２．５の範囲の数値であり、Ｙが０．０２〜０．０２７の範囲の数値であるという第３の条件とを同時に満たすように、前記冷却流体供給装置を介して前記冷却流体入口温度を制御し、２セル毎に、前記冷却流体流路が、前記アノードセパレータ及び前記カソードセパレータのうちの少なくともいずれかの背面に形成されている場合には、前記第１の条件と、前記第２の条件と、Ｔ１≧Ｔ２＋（Ｘ℃＋Ｙ℃×（Ｎ―１）×ΔＴ／８℃）であり、Ｘが２．８〜４．２の範囲の数値であり、Ｙが０．０１３〜０．０３３の範囲の数値であるという第４の条件とを同時に満たすように、前記冷却流体供給装置を介して前記冷却流体入口温度を制御する、高分子電解質型燃料電池発電システム。
2. 前記燃料ガス及び前記酸化剤ガスの少なくともいずれかの前記入口露点換算温度を調整するための露点調整装置を備えた、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
3. 前記セルの積層方向から見て、前記セルスタックの一方の半分の周縁部に、前記燃料ガス供給マニホ−ルド、前記酸化剤ガス供給マニホ−ルド、及び前記冷却流体供給マニホ−ルドが形成され、かつ前記セルスタックの他方の半分の周縁部に、前記燃料ガス排出マニホ−ルド、前記酸化剤ガス排出マニホールド、及び前記冷却流体排出マニホ−ルドが形成されており、
   前記燃料ガス供給マニホ−ルド及び前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドのうち前記冷却流体供給マニホールドに近い方のマニホールドを流れるガスについての前記条件において、Ｘが１．０〜１．５の範囲の数値であり、Ｙが０．０２〜０．０２７の範囲の数値であり、かつ前記燃料ガス供給マニホ−ルド及び前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドのうち前記冷却流体供給マニホールドに遠い方のマニホールドを流れるガスについての前記条件において、Ｘが２．０〜２．５であり、Ｙが０．０２〜０．０２３である、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
4. 前記セルの積層方向から見て、前記セルスタックの一方の半分の周縁部に、前記燃料ガス供給マニホ−ルド、前記酸化剤ガス供給マニホ−ルド、及び前記冷却流体供給マニホ−ルドが形成され、かつ前記セルスタックの他方の半分の周縁部に、前記燃料ガス排出マニホ−ルド、前記酸化剤ガス排出マニホールド、及び前記冷却流体排出マニホ−ルドが形成されており、
   前記燃料ガス供給マニホ−ルド及び前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドのうち前記冷却流体供給マニホールドに近い方のマニホールドを流れるガスについての前記条件において、Ｘが２．８〜３．３の範囲の数値であり、Ｙが０．０１３〜０．０３３の範囲の数値であり、かつ前記燃料ガス供給マニホ−ルド及び前記酸化剤ガス供給マニホ−ルドのうち前記冷却流体供給マニホールドに遠い方のマニホールドを流れるガスについての前記条件において、Ｘが３．７〜４．２の範囲の数値であり、Ｙが０．０１３〜０．０３０の範囲の数値である、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
5. 前記制御装置は、前記発電が行われる時に、Ｔ３−Ｔ２≦１０℃の条件を満たすように、前記冷却流体出口温度を制御する、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
6. 前記燃料電池に供給される前記燃料ガス（以下、供給燃料ガス）と前記燃料電池から排出される前記燃料ガス（以下、排出燃料ガス）との全熱交換及び前記燃料電池に供給される前記酸化剤ガス（以下、供給酸化剤ガス）と前記燃料電池から排出される前記酸化剤ガス（以下、排出酸化剤ガス）との全熱交換のうちの少なくともいずれかを行い、それにより前記全熱交換を行ったガスの前記入口露点換算温度を調整する露点調整装置を備えている、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
7. 前記燃料ガス及び前記酸化剤ガスの少なくともいずれかの前記入口露点換算温度、前記冷却流体入口温度、及び前記冷却流体出口温度が、前記発電が行われる時に、Ｔ２≦Ｔ１≦Ｔ３の条件を満たす、請求項６記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
8. 前記露点調整装置が、前記発電が行われる時にＴ３−Ｔ１≧１℃の条件が満たされるように構成されている、請求項７記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
9. 前記露点調整装置が、前記発電が行われる時にＴ３−Ｔ１≧２℃の条件が満たされるように構成されている、請求項７記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
10. 前記露点調整装置は、前記供給燃料ガスと前記排出燃料ガスとの全熱交換及び前記供給酸化剤ガスと前記排出酸化剤ガスとの全熱交換のうちの少なくともいずれかを行い、かつこの全熱交換を行ったガスと前記燃料電池から排出される冷却流体とを全熱交換し、この冷却流体と全熱交換したガスを前記燃料電池に供給するよう構成されている、請求項８記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
11. 前記露点調整装置が、前記発電が行われる時にＴ３−Ｔ１≧４℃の条件が満たされるように構成されている、請求項７記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
12. 前記露点調整装置は、前記供給燃料ガスと前記排出燃料ガスとの全熱交換及び前記供給酸化剤ガスと前記排出酸化剤ガスとの全熱交換のうちの少なくともいずれかを行い、かつこの全熱交換を行ったガスと前記燃料電池から排出される冷却流体とを単に熱交換し、この冷却流体と熱交換したガスを前記燃料電池に供給するよう構成されている、請求項７記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
13. 前記露点調整装置は、前記供給燃料ガスと前記燃料電池から排出される冷却流体との全熱交換及び前記供給酸化剤ガスと前記燃料電池から排出される冷却流体との全熱交換のうちの少なくともいずれかを行い、この全熱交換したガスを前記燃料電池に供給するよう構成されている、請求項１１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
14. 前記冷却流体供給装置は、前記燃料電池の前記冷却流体経路の両端に閉流路を形成するように接続された冷却流体循環流路と、前記冷却流体循環流路中に設けられ前記冷却流体を、前記閉流路を通って循環させる冷却流体循環器と、前記冷却流体循環流路に前記冷却流体循環器と前記燃料電池の前記冷却流体の出口との間に位置するように設けられ前記冷却流体の保持する熱を放出させる放熱器とを有している、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
15. 前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記燃料ガス及び前記酸化剤ガスの少なくともいずれかの前記出口における全水分量を露点に換算した温度（以下、出口露点換算温度）をＴ４で表した場合に、Ｔ４≧Ｔ３の条件を満たすように、前記冷却流体出口温度を制御する、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
16. 前記制御装置は、前記発電が行われる時に、５０℃≧Ｔ２≧７０℃の条件を満たすように、前記冷却流体入口温度を制御する、請求項５記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
17. 前記制御装置は、前記発電が行われる時に、５℃≦Ｔ３−Ｔ２の条件を満たすように、前記冷却流体出口温度を制御する、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
18. 前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記発電領域の全域に渡って過加湿又はフル加湿となるよう、前記冷却流体供給装置を介して前記冷却流体の流通を制御する、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
19. 前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記燃料ガス供給装置を制御して、前記燃料ガス流路の出口における前記燃料ガスの流速が１．８ｍ／ｓ以上でかつ４．１ｍ／ｓ以下となるように前記燃料ガスを供給する、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
20. 前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記燃料ガス供給マニホールド、前記燃料ガス流路、及び前記燃料ガス排出マニホールドの圧力損失が２ｋＰａ以上でかつ１０ｋＰａ以下となるように前記燃料ガスの供給を制御する、請求項１９記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
21. 前記燃料ガス流路は、複数の流路溝で構成されており、該流路溝の相当直径が０．７８ｍｍ以上でかつ１．３０ｍｍ以下である、請求項１９記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
22. 前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記酸化剤ガス供給装置を制御して、前記酸化剤ガス流路の出口における前記酸化剤ガスの流速が２．８ｍ／ｓ以上でかつ７．７ｍ／ｓ以下となるように前記酸化剤ガスを供給する、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
23. 前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記酸化剤ガス供給マニホールド、前記酸化剤ガス流路、及び前記酸化剤ガス排出マニホールドの圧力損失が２ｋＰａ以上でかつ１０ｋＰａ以下となるように前記酸化剤ガスの供給を制御する、請求項２２記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
24. 前記酸化剤ガス流路は、複数の流路溝で構成されており、該流路溝の相当直径が０．７８ｍｍ以上でかつ１．３０ｍｍ以下である、請求項２２記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。
25. 前記燃料ガス流路、前記酸化剤ガス流路、及び前記冷却流体流路は、それぞれ、前記燃料ガス、前記酸化剤ガス、及び前記冷却流体が重力に逆らわずに流れるように形成されている、請求項１記載の高分子電解質型燃料電池発電システム。

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