JP6101602B2 - コジェネレーションシステムおよびその運転方法 - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、コジェネレーションシステムおよびその運転方法に関する。

例えば燃料電池ユニットおよび貯湯ユニットを含むコジェネレーションシステムにおいては、運転中、貯湯タンクが満蓄（貯湯タンク内が温水で満たされた状態）になる場合がある。貯湯タンクが満蓄になると、貯湯タンクから燃料電池ユニット側に供給される排熱回収水の温度が高くなる。このため、貯湯タンクが満蓄になってもなお運転をそのまま継続させるためには、貯湯タンクから燃料電池ユニット側に供給される排熱回収水を、大型のラジエータで冷却する必要がある。

特許第４６０６８９５号公報 特開２００６−８３７２０号公報

一般にラジエータは高価であり、システムを構成する上でコストの高騰を招く。そのため、ラジエータを使用しない構成が望まれている。

しかしながら、ラジエータを設置しないと、コジェネレーションシステムの運転中に貯湯タンクが満蓄になり、燃料電池ユニット側に供給される排熱回収水の温度が高くなった場合に、排熱回収水の温度が高い状態が長く続き、発電部の充分な冷却ができなくなり、故障に至る可能性がある。

発明が解決しようとする課題は、ラジエータが無くても貯湯タンクの満蓄の際に発電部を適切に冷却することが可能なコジェネレーションシステムを提供することにある。

実施形態のコジェネレーションシステムは、燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを含むコジェネレーションシステムにおいて、前記燃料電池ユニットと前記貯湯ユニットとの間で冷却剤を循環させる流路と、前記流路を循環する冷却剤を貯蔵するタンクと、前記タンクの満蓄時に運転を継続しながら冷却剤の一部を外部に排出することを実現する弁とを具備し、前記弁は、冷却剤の気抜きを行う気抜き弁で実現されるものである。

第１の実施形態に係るコジェネレーションシステムの構成を示す図。 同実施形態に係るコジェネレーションシステムの動作を示すフローチャート。 第２の実施形態に係るコジェネレーションシステムの貯湯ユニット側の構成を示す図。

以下、図面を参照して、実施の形態について説明する。

（第１の実施形態）
図１および図２を参照して、第１の実施形態について説明する。

図１は、第１の実施形態に係るコジェネレーションシステムの構成を示す図である。

本実施形態に係るコジェネレーションシステムは、例えば家庭用燃料電池システムとして実現される。家庭用燃料電池システムは、都市ガスやＬＰガス等を用いて発電を行いながら、排熱を温水として回収するコジェネレーションシステムである。

図１に示されるように、本実施形態に係るコジェネレーションシステムは、燃料電池ユニット１００と貯湯ユニット２００とから構成される。

燃料電池ユニット１００は、温度計１０１、ポンプ１０２、凝縮熱交換器１０３、熱交換器１０４、ヒータ１０５、温度計１０６、気抜き弁１０７、水タンク１５０、ポンプ１５１、水処理装置１５２、ポンプ１５３、セルスタック１５４、温度計１５５、ブロワ１６０、ブロワ１７０、燃料処理装置１７１、インバータ１８０、制御装置１９０などを含む。

貯湯ユニット２００は、貯湯タンク２０１、温度計２０２、温度計２０３、ポンプ２０５、減圧弁２５０、調圧弁２５１、ブロワ２５２、ボイラ２５３、ポンプ２５４、気抜き弁、制御装置２９０などを含む。

燃料電池ユニット１００内には、水タンク１５０に収容される水が一次冷却水（排熱回収水）としてセルスタック１５４および熱交換器１０４を経由して循環する流路Ｆ１が設けられる。また、このコジェネレーションシステムには、燃料電池ユニット１００と貯湯ユニット２００との間で、貯湯タンク２０１に貯蔵される水が二次冷却水（排熱回収水）として凝縮熱交換器１０３、熱交換器１０４、およびヒータ１０５を通って循環する流路Ｆ２が設けられる。なお、この流路Ｆ２にはラジエータは設けられていない。

燃料電池ユニット１００側の制御装置１９０と、貯湯ユニット２００側の制御装置２９０とは、相互にセンサ類の計測結果等の情報を通信することが可能である。燃料電池ユニット１００側の制御装置１９０は、各部に設置される温度計などのセンサ類の計測結果等の情報を用いて、燃料電池ユニット１００内のポンプ、ブロワ、バルブなどの補機を含む各種の機器を制御する。貯湯ユニット２００側の制御装置２９０も、各部に設置される温度計などのセンサ類の計測結果等を用いて、貯湯ユニット２００内のポンプ、ブロワ、バルブなどの補機を含む各種の機器を制御する。また、制御装置２９０は、図示しないリモコンからの指示に応じて、給湯に関わる制御などを行うことができる。

燃料電池ユニット１００では、都市ガスやＬＰガスの燃料がブロワ１７０によって燃料処理装置１７１に供給され、水素に変換され、セルスタック１５４に供給される。大気中の空気はブロワ１６０によってセルスタック１５４に供給され、この空気に含まれる酸素および上記水素との電気化学的な反応により、直流電気を発電する。セルスタック１５４から排気された残水素は、燃料処理装置１７１に供給され、燃料処理される。セルスタック１５４から排気された残空気は、酸素と水素との上記反応で生成された水分を含んでおり、凝縮熱交換器１０３に供給される。凝縮熱交換器１０３では、上記の残空気を二次冷却水によって冷却し、残空気はプラント外に排気される。なお、凝縮熱交換器１０３での冷却により、残空気中の水分は凝縮するが、この凝縮した水は、水タンク１５０に供給される。

セルスタック１５４は、発電の際に熱を発生する。水タンク１５０に貯蔵された一次冷却水は、ポンプ１５３を介してセルスタック１５４に供給され、セルスタック１５４を冷却する。この冷却により高温になった一次冷却水は熱交換器１０４に供給され、二次冷却水により冷却され、水タンク１５０に供給される。温度計１５５は、供給される二次冷却水の温度が上昇するなど、一次冷却水の冷却機能に何らかの異常が発生した場合に、温度上昇を検知して保護停止させるため温度計である。水タンク１５０中の一部の一次冷却水は、ポンプ１５１により吸引され、水処理装置１５２により純水に変換される。セルスタック１５４から一次冷却水に不純物が溶出するが、上記の水処理装置１５２により、一定の純度が保たれている。

セルスタック１５４で発電した直流電気はインバータ１８０で交流電気に変換されたあと、商用電源からの交流電力と合わせて、設置家庭の電力負荷に供給される。ただし、家庭の電力負荷がインバータ１８０で発生する交流電気よりも小さくなったときは、インバータ１８０からの交流電気が余るため、ヒータ１０５にて交流電気を消費する。

一方、貯湯ユニット２００には、流路Ｆ３を通じて水道水が供給される。水道水は、減圧弁２５０で圧力を一定値に下げられ（この圧力を、以下「水道圧」と呼ぶ）、貯湯タンク２０１の下部に供給される。水道圧は大気圧より高い、４００ｋＰａ程度のゲージ圧力である。

貯湯タンク２０１下部の水道水は、燃料電池ユニット１００内のポンプ１０２によって、二次冷却水として燃料電池ユニット１００に供給される。貯湯タンク２０１とポンプ１０２の間には、貯湯タンク２０３を出た二次冷却水の温度を測定する温度計２０３、燃料電池ユニット１００内に入った二次冷却水の温度を測定する温度計１０１が設けられている。ポンプ１０２を出た二次冷却水は、凝縮熱交換器１０３、熱交換器１０４の順で熱を回収し、ヒータ１０５を通り、貯湯タンク２０１に温水として戻る。ヒータ１０５の下流には温度計１０６が設置されており、ここの温度が所定値になるようにポンプ１０２の出力が制御される。このように、貯湯タンク２０１の上部から次第に温水が貯湯されていく。

設置家庭でお湯を使う場合、ポンプ２５４により貯湯タンク２０１の上部から流路Ｆ４を通じて温水が取り出され、ボイラ２５３を通って、冷たい水道水と混合されて所定の温度に調整されたあと、設置家庭の給湯負荷に供給される。上記の混合に必要な水道水は、減圧弁２５０の下流で分岐する流路に設けられた流調弁２５１によって流量を制御されながら供給される。なお、貯湯タンク２０１内の温水が不足しているとき、ポンプ２５４から供給される水がボイラ２５３によって加熱される。このときのボイラ２５３は、都市ガスやＬＰＧなどのボイラ燃料と、ブロワ２５２によって供給される大気中の空気によって燃焼を起こしている。貯湯タンク２０１の貯湯量を把握するために、貯湯タンク２０１に複数の温度計２０２が設置されているが、図１では簡略化のため最下層に設置されている温度計のみを図示している。

家庭用燃料電池システムの運用を開始するときに、貯湯ユニット２００内の全系に水張りをしてから燃料電池ユニット１００に接続するのが一般的である。両ユニットを接続した後は、燃料電池ユニット１００の二次冷却水が通る流路に空気が残存する。この空気を除去するために、二次冷却水が通る流路から分岐する流路に気抜き弁（例えば遮断弁）１０７が設けられている。気抜き弁１０７の下流は、大気に通じている。上記のように、二次冷却水のラインの空気を除去する必要があるときは、気抜き弁１０７を開く。二次冷却水ラインには減圧弁２５０で調整した圧力がかかっていることから、気抜き１０７から空気を押し出し、完全に除去することができる。

ところで、貯湯タンク２０１内が温水で満たされている状態のとき、燃料電池ユニット１００に供給される二次冷却水の温度（以下、計測値Ｔ_１０１）が上昇すると、制御装置１９０が温度計１０６を一定の値に制御すべくポンプ１０２の出力を上昇させる。しかし、Ｔ_１０１が上昇し続けると、ポンプ１０２の出力は最大出力に達した後、それ以上ポンプ１０２の出力を上げることができなくなり、熱交換器１０４での一次冷却水の冷却不全が発生する可能性がある。このとき、一次冷却水の温度、例えばセルスタック１５４の下流で温度計１５５が計測している一次冷却水の温度（以下、計測値Ｔ_１５５）、および二次冷却水の温度、例えば温度計１０６が計測している二次冷却水の温度（以下、計測値Ｔ_１０６）が上昇し続けた場合には、Ｔ_１５５やＴ_１０６の高温検知により保護停止に至る。

そこで、本実施形態では、このような事態を防ぐため、流路Ｆ２にラジエータを設けるのではなく、既存の気抜き弁１０７を利用して、例えば温度計１５５の計測値Ｔ_１５５が所定値を上回った場合に気抜き弁１０７を通じて二次冷却水の一部を外部に排出し、凝縮熱交換器１０３および熱交換器１０４で回収する以上の熱量をプラント外に放出できるようにし、貯湯タンク２０１内が温水で満たされていても燃料電池ユニット１００側に低温の二次冷却水を供給できるようにする。

なお、本実施形態のコジェネレーションシステムは、万が一停電が発生して商用電源から電力の供給ができなくなっても、燃料電池ユニット１００で発電した電気を家庭で利用できるようにする機能、すなわち「自立運転」の機能を有しており、自立運転を行っている間に貯湯タンク２０１が満蓄になった場合においても、上述のように気抜き弁１０７を利用して二次冷却水の一部を外部に排出することができ、燃料電池ユニット１００側に低温の二次冷却水を供給することができる。

制御装置１９０は、コジェネレーションシステムが通常運転もしくは自立運転を行っている状態において、貯湯タンク２０１が満蓄になり、例えば温度計１５５の計測値Ｔ_１５５が第１の値を上回った場合に、運転を継続させたまま、気抜き弁１０７を開いて二次冷却水の一部を外部に排出させ、同時に、制御装置２９０を通じて減圧弁２５０を開いて水道水を貯湯タンク２０１へ供給させる機能を有する。なお、このときの気抜き弁１０７は、当該気抜き弁１０７を開いたときに排出される二次冷却水の熱量が、当該二次冷却水が受熱する熱量以上となる流量特性を有するように制御されることが望ましい。さらに、制御装置１９０は、温度計の計測値Ｔ_１５５が第２の値を下回った場合に、気抜き弁１０７を閉じて二次冷却水の排出を停止させ、制御装置２９０を通じて減圧弁２５０を閉じて水道水の貯湯タンク２０１への供給を停止させる機能を有する。第１の値と第２の値とは同じであってもよいが、チャタリング防止の観点から、第２の値が第１の値よりも小さいことが望ましい。

気抜き弁１０７は、排出される二次冷却水の温度に対応したＣｖ値を有するものを使用することが望ましい。例えば、燃料電池ユニット１００が発電できる交流電気が７００Ｗで、二次冷却水が凝縮熱交換器１０３で回収される熱量を４００Ｗ、熱交換器１０４で回収される熱量を６００Ｗであるものとする。また、例えば自立運転などでヒータ１０５が利用される場合、二次冷却水がヒータ１０５で回収される熱量が最大で７００Ｗであるものとする。この場合、二次冷却水が回収する最大の熱量は４００Ｗ＋６００Ｗ＋７００Ｗ＝１７００Ｗである。水道圧をゲージ圧力で４００ｋＰａ、温度計１０６の計測値Ｔ_１０６を６０℃に制御し、水道水の最大温度を２５℃として設計されるシステムの場合、上下流の差圧が４００ｋＰａで７００ｍｌ／ｍｉｎ以上の排水を可能とする、Ｃｖ値が２４．４以上の気抜き弁１０７を使用する。このようにすれば、気抜き弁１０７を開いたときに、７００ｍｌ／ｍｉｎの二次冷却水が６０℃で排出される。また、このときに排出される熱量は１７００Ｗ以上となり、冷却に十分な熱量を排出できる。

貯湯ユニット２００に用いる給水バルブ（減圧弁など）は、高価な電磁弁である必要はなく、より安価な手動弁を用いてもよい。また、メンテナンス用に貯湯タンク２０１の水抜き弁が必要なシステムにおいても、当該水抜き弁に高価な遮断弁を用いる必要はなく、より安価な手動弁を用いてもよい。

なお、図１では、気抜き弁１０７がヒータ１０５の下流側の流路Ｆ２から分岐する流路に配置される場合を例示しているが、気抜き弁１０７の配置位置はこれに限定されず、例えば熱交換器１０４とヒータ１０５との間の流路Ｆ２から分岐する流路に配置されてもよい。

次に、図２のフローチャートを参照して、本実施形態に係るコジェネレーションシステムの動作について説明する。

制御装置１９０は、定期的に当該コジェネレーションシステムの運転状態を監視し（ステップＳ１１）、制御装置２９０との間で相互に情報を通信してシステム内に設置される補機類の状態（各種の弁の開度など）を監視し（ステップＳ１２）、さらにセンサ類の計測結果（各温度センサが計測する温度など）も監視している（ステップＳ１３Ａ，Ｓ１３Ｂ）。

例えば、制御装置１９０は、コジェネレーションシステムが運転中であるとき（ステップＳ１１のＹｅｓ）、気抜き弁１０７が閉じているか否かを判定する（ステップＳ１２）。

気抜き弁１０７が閉じている場合（ステップＳ１２のＹｅｓ）、制御装置１９０は、例えば温度計１５５の計測値Ｔ_１５５が第１の設定値以上であるか否かを判定する（ステップＳ１３Ａ）。温度計１５５により計測される一次冷却水の温度の計測値Ｔ_１５５は、燃料電池ユニット１００に供給される二次冷却水の温度が上昇すると、これに応じて上昇する。

ここで、温度計１５５の計測値Ｔ_１５５が第１の設定値以上でない場合は（ステップＳ１３ＡのＮｏ）、気抜き弁１０７の閉の状態を維持する。一方、温度計１５５の計測値Ｔ_１５５が第１の設定値以上である場合（ステップＳ１３ＡのＹｅｓ）、制御装置１９０は、気抜き弁１０７を開く（ステップＳ１４Ａ）。これにより、水道圧がかかった二次冷却水が、気抜き弁１０７を通り、燃料電池ユニット１００の外に排出される。また同時に、制御装置１９０は、制御装置２９０を介して減圧弁２５０を開く。このとき、気抜き弁１０７を通じて排出される二次冷却水と同じ流量で、水道水が減圧弁２５０を通り、貯湯タンク２０１の下部に供給される。これにより貯湯タンク２０１の下部は温水から温度の低い冷水に置き換わり、燃料電池ユニット１００には温度の低い二次冷却水が供給される。以降、制御装置１９０は、ステップＳ１１からの処理を繰り返す。

一方、ステップＳ１２において気抜き弁１０７が開いている場合（ステップＳ１２のＮｏ）、制御装置１９０は、例えば温度計１５５の計測値Ｔ_１５５が第２の設定値以下であるか否かを判定する（ステップＳ１３Ｂ）。

ここで、温度計１５５の計測値Ｔ_１５５が第２の設定値以下でない場合は（ステップＳ１３ＢのＮｏ）、気抜き弁１０７の開の状態を維持する。一方、温度計１５５の計測値Ｔ_１５５が第２の設定値以下である場合（ステップＳ１３ＢのＹｅｓ）、制御装置１９０は、気抜き弁１０７を閉じる（ステップＳ１４Ｂ）。これにより、二次冷却水の排出は停止される。また同時に、制御装置１９０は、制御装置２９０を介して減圧弁２５０を閉じる。これにより、水道水の貯湯タンク２０１への供給は停止される。以降、制御装置１９０は、ステップＳ１１からの処理を繰り返す。

なお、例えば自立運転を行うときなどにおいて、温度計１５５の計測値Ｔ_１５５に関わらず、常に気抜き弁１０７を開いた状態にして、貯湯タンク２０１への給水を行うように制御してもよい。この場合、温度計１５５の計測値Ｔ_１５５に基づく弁の切換え操作が不要となり、制御を簡易なものとすることができる。また、貯湯ユニット２００側の減圧弁２５０等を手動式としておくことにより、貯湯ユニット２００の電源が喪失しても貯湯タンク２０１への給水を容易に行うことができる。

第１の実施形態によれば、既存の気抜き弁１０７を利用することにより、運転中に貯湯タンク２０１が満蓄になって燃料電池ユニット１００側に供給される二次冷却水の温度が高くなる場合に、気抜き弁１０７を通じて高温の二次冷却水を排出し、燃料電池ユニット１００に低温の二次冷却水を供給することができるため、ラジエータなどの高価な機器を設けなくても、発電部を適切に冷却することができる。

また、運転中、燃料電池ユニット１００内の二次冷却水は、凝縮熱交換器１０３および熱交換器１０４で熱を回収しているため、熱交換器１０４の下流で最も温度が高くなるが、第１の実施形態では、この熱交換器１０４の下流側にある気抜き弁１０７を通じて、高温の二次冷却水を容易に排出することができるので、発電部の冷却をより効果的に行うことができる。また、ヒータ１０５を使用している場合には、凝縮熱交換器１０３および熱交換器１０４で回収した熱に加え、ヒータ１０５から受熱した熱もプラント外に放出しなければならないが、第１の実施形態では、ヒータ１０５の下流側にある気抜き弁１０７を通じて、高温の二次冷却水を容易に排出することができるので、発電部の冷却をより効果的に行うことができる。

また、二次冷却水の排出および新たな水道水の供給を行うことに加えて、それらを停止させる制御も行うことにより、排出する水の量、すなわち消費する水道水の量が少なくて済み、節水を図ることができる。

（第２の実施形態）
前述の図１および図２を参照しつつ、図３をも参照して、第２の実施形態について説明する。なお、第１の実施形態と共通する要素には同一の符号を付し、重複する説明を省略する。以下では、第１の実施形態と異なる部分を中心に説明する。

図３は、第２の実施形態に係るコジェネレーションシステムの貯湯ユニット側の構成を示す図である。

前述の通り、コジェネレーションシステムの貯湯ユニット２００には、貯湯タンク２０１の上部から温水を取り出して給湯負荷へと供給する流路Ｆ４が設けられている。流路Ｆ４から分岐する流路には、流路Ｆ４に残存する空気を除去するための気抜き弁（例えば遮断弁）２５５が設けられている。気抜き弁２５５の下流は、大気に通じている。

前述の第１の実施形態では、高温の二次冷却水を排出するために既存の気抜き弁１０７を利用する場合を例示したが、この第２の実施形態では代わりに、既存の気抜き弁２５５を利用する。

すなわち、第２の実施形態では、既存の気抜き弁２５５を利用して、例えば温度計１５５の計測値Ｔ_１５５が所定値を上回った場合に気抜き弁２５５を通じて二次冷却水の一部を外部に排出し、凝縮熱交換器１０３および熱交換器１０４で回収する以上の熱量をプラント外に放出できるようにし、貯湯タンク２０１内が温水で満たされていても燃料電池ユニット１００側に低温の二次冷却水を供給できるようにする。

制御装置１９０又は２９０は、コジェネレーションシステムが通常運転もしくは自立運転を行っている状態において、貯湯タンク２０１が満蓄になり、例えば温度計１５５の計測値Ｔ_１５５が第１の値を上回った場合に、運転を継続させたまま、気抜き弁１０７を開いて二次冷却水の一部を外部に排出させ、同時に、減圧弁２５０を開いて水道水を貯湯タンク２０１へ供給させる機能を有する。なお、このときの気抜き弁２５５は、当該気抜き弁２５５を開いたときに排出される二次冷却水の熱量が、当該二次冷却水が受熱する熱量以上となる流量特性を有するように制御されることが望ましい。さらに、制御装置１９０又は２９０は、温度計の計測値Ｔ_１５５が第２の値を下回った場合に、気抜き弁２５５を閉じて二次冷却水の排出を停止させ、減圧弁２５０を閉じて水道水の貯湯タンク２０１への供給を停止させる機能を有する。上で述べた第２の値は、第１の値よりも小さい値にすることが望ましいが、第１の値と同じ値にしてもよい。また、気抜き弁２５５は、排出される二次冷却水の温度に対応したＣｖ値を有するものを使用することが望ましい。

第２の実施形態に係るコジェネレーションシステムの動作は、開閉操作される気抜き弁１０７が気抜き弁２５５に代わる点を除けば、第１の実施形態の場合と同様となる。図２のフローチャートにおいて、気抜き弁１０７を気抜き弁２５５に読み換えることで、その動作を理解することができるため、ここではその説明を省略する。

第２の実施形態によれば、既存の気抜き弁２５５を利用することにより、運転中に貯湯タンク２０１が満蓄になって燃料電池ユニット１００側に供給される二次冷却水の温度が高くなる場合に、気抜き弁２５５を通じて高温の二次冷却水を排出し、燃料電池ユニット１００に低温の二次冷却水を供給することができるため、ラジエータなどの高価な機器を設けなくても、発電部を適切に冷却することができる。

また、二次冷却水の排出および新たな水道水の供給を行うことに加えて、それらを停止させる制御も行うことにより、排出する水の量、すなわち消費する水道水の量が少なくて済み、節水を図ることができる。

なお、前述の各実施形態では、コジェネレーションシステムの一例として燃料電池システムを示したが、発電装置とその排熱を回収する部分とを有するものであれば、ガスエンジンシステムなど、別のシステムにも適用することができる。

また、前述の各実施形態では、燃料電池ユニットと貯湯ユニットとが別々に設置されている場合を例示したが、燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを同じ筐体に入れて一体化した構成としてもよい。

また、前述の各実施形態では、二次冷却水が熱を回収する部分として凝縮熱交換器１０３および熱交換器１０４が設けられる場合を例示したが、このほかにも別の熱交換器があってもよい。また、凝縮熱交換器１０３に、例えば燃料処理装置１７１の燃焼排ガスを同時に導入するように構成してもよい。

また、前述の各実施形態では、発電部を一次冷却水と二次冷却水とに分けて冷却する場合を例示したが、二次冷却水に相当する冷却水で直接、発電部を冷却する構成を採用してもよい。この場合も同様の効果が得られる。

また、前述の各実施形態では、燃料電池ユニット１００に供給される二次冷却水の温度上昇を温度計１５５で検知する場合を例示したが、他の場所に設置される温度計、例えば温度計１０１や温度計１０６を代わりに用いてもよい。また、停電時にも貯湯ユニット２００が電源を確保できる場合は、温度計２０２や温度計２０３を代わりに用いてもよい。

また、前述の各実施形態では、高温の二次冷却水をシステム外に排出するための弁として気抜き弁１０７や気抜き弁２５５を利用する場合を例示したが、安全機能を向上させるために、例えば二次冷却水の異常な圧力上昇を検知して二次冷却水をシステム外に放出することが可能な遮断弁を採用してもよい。

以上詳述したように、前述の各実施形態によれば、ラジエータが無くても貯湯タンクの満蓄の際に発電部を適切に冷却することが可能となる。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１００…燃料電池ユニット、１０１…温度計、１０２…ポンプ、１０３…凝縮熱交換器、１０４…熱交換器、１０５…ヒータ、１０６…温度計、１０７…気抜き弁、１５０…水タンク、１５１…ポンプ、１５２…水処理装置、１５３…ポンプ、１５４…セルスタック、１５５…温度計、１６０…ブロワ、１７０…ブロワ、１７１…燃料処理装置、１８０…インバータ、１９０…制御装置、２００…貯湯ユニット、２０１…貯湯タンク、２０２…温度計、２０３…温度計、２０５…ポンプ、２５０…減圧弁、２５１…調圧弁、２５２…ブロワ、２５３…ボイラ、２５４…ポンプ、２５５…気抜き弁、２９０…制御装置。

Claims (15)

1. 燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを含むコジェネレーションシステムにおいて、
   前記燃料電池ユニットと前記貯湯ユニットとの間で冷却剤を循環させる流路と、
   前記流路を循環する冷却剤を貯蔵するタンクと、
   前記タンクの満蓄時に運転を継続しながら冷却剤の一部を外部に排出することを実現する弁と
   を具備し、
   前記弁は、冷却剤の気抜きを行う気抜き弁で実現されるものであることを特徴とするコジェネレーションシステム。
2. 燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを含むコジェネレーションシステムにおいて、
   前記燃料電池ユニットと前記貯湯ユニットとの間で冷却剤を循環させる流路と、
   前記流路を循環する冷却剤を貯蔵するタンクと、
   前記タンクの満蓄時に運転を継続しながら冷却剤の一部を外部に排出することを実現する弁と
   を具備し、
   前記弁は、前記燃料電池ユニット側の熱交換器およびヒータを経由する流路の当該ヒータの下流側にて冷却剤の一部を外部に排出するものであることを特徴とするコジェネレーションシステム。
3. 燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを含むコジェネレーションシステムにおいて、
   前記燃料電池ユニットと前記貯湯ユニットとの間で冷却剤を循環させる流路と、
   前記流路を循環する冷却剤を貯蔵するタンクと、
   前記タンクの満蓄時に運転を継続しながら冷却剤の一部を外部に排出することを実現する弁と
   を具備し、
   前記弁は、前記タンクの上部から給湯負荷へと通じる流路を流れる温水の一部を外部に排出するものであることを特徴とするコジェネレーションシステム。
4. 燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを含むコジェネレーションシステムにおいて、
   前記燃料電池ユニットと前記貯湯ユニットとの間で冷却剤を循環させる流路と、
   前記流路を循環する冷却剤を貯蔵するタンクと、
   前記タンクの満蓄時に運転を継続しながら冷却剤の一部を外部に排出することを実現する弁と
   を具備し、
   前記弁は、前記タンクの上部から給湯負荷へと通じる流路を流れる温水の一部を外部に排出するものであり、
   前記弁は、前記タンクの上部から給湯負荷へと通じる流路から分岐する流路に設けられていることを特徴とするコジェネレーションシステム。
5. 燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを含むコジェネレーションシステムにおいて、
   前記燃料電池ユニットと前記貯湯ユニットとの間で冷却剤を循環させる流路と、
   前記流路を循環する冷却剤を貯蔵するタンクと、
   前記タンクの満蓄時に運転を継続しながら冷却剤の一部を外部に排出することを実現する弁と
   を具備し、
   前記弁は、当該弁を開いたときに排出される冷却剤の熱量が、当該冷却剤が受熱する熱量以上となる流量特性を有するものであることを特徴とするコジェネレーションシステム。
6. 前記弁を通じて冷却剤が外部に排出されることに伴い、新たな冷却剤が外部から前記タンクに供給されることを特徴とする請求項１乃至５のいずれか１項に記載のコジェネレーションシステム。
7. 前記弁は、冷却剤の気抜きを行う気抜き弁で実現されるものであることを特徴とする請求項２乃至５のいずれか１項に記載のコジェネレーションシステム。
8. 前記弁は、前記流路から分岐する流路に設けられていることを特徴とする請求項１、６、７のいずれか１項に記載のコジェネレーションシステム。
9. 前記弁は、前記燃料電池ユニット側の熱交換器を経由する流路の当該熱交換器の下流側にて冷却剤の一部を外部に排出するものであることを特徴とする請求項１、６乃至８のいずれか１項に記載のコジェネレーションシステム。
10. 所定の位置に設置される温度計を更に具備し、
    前記弁は、前記温度計により計測される温度が第１の値を上回る場合に開くことを特徴とする請求項１、６乃至９のいずれか１項に記載のコジェネレーションシステム。
11. 前記弁は、前記温度計により計測される温度が第２の値を下回る場合に閉じることを特徴とする請求項１０に記載のコジェネレーションシステム。
12. 燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを含み、前記燃料電池ユニットと前記貯湯ユニットとの間で冷却剤を循環させる流路と、前記流路を循環する冷却剤を貯蔵するタンクとを具備するコジェネレーションシステムの運転方法であって、
    前記タンクの満蓄時に運転を継続しながら冷却剤の一部を、冷却剤の気抜きを行う気抜き弁により、外部に排出することを特徴とするコジェネレーションシステムの運転方法。
13. 燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを含み、前記燃料電池ユニットと前記貯湯ユニットとの間で冷却剤を循環させる流路と、前記流路を循環する冷却剤を貯蔵するタンクとを具備するコジェネレーションシステムの運転方法であって、
    前記タンクの満蓄時に運転を継続しながら冷却剤の一部を、前記燃料電池ユニット側の熱交換器およびヒータを経由する流路の当該ヒータの下流側にて冷却剤の一部を外部に排出する弁により、外部に排出することを特徴とするコジェネレーションシステムの運転方法。
14. 燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを含み、前記燃料電池ユニットと前記貯湯ユニットとの間で冷却剤を循環させる流路と、前記流路を循環する冷却剤を貯蔵するタンクとを具備するコジェネレーションシステムの運転方法であって、
    前記タンクの満蓄時に運転を継続しながら冷却剤の一部を、前記タンクの上部から給湯負荷へと通じる流路を流れる温水の一部を外部に排出する弁により、外部に排出することを特徴とするコジェネレーションシステムの運転方法。
15. 燃料電池ユニットと貯湯ユニットとを含み、前記燃料電池ユニットと前記貯湯ユニットとの間で冷却剤を循環させる流路と、前記流路を循環する冷却剤を貯蔵するタンクとを具備するコジェネレーションシステムの運転方法であって、
    前記タンクの満蓄時に運転を継続しながら冷却剤の一部を、弁開したときに排出される冷却剤の熱量が当該冷却剤の受熱する熱量以上となる流量特性を有する弁により、外部に排出することを特徴とするコジェネレーションシステムの運転方法。