WO2021199103A1 - 燃料電池システム - Google Patents

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WO2021199103A1
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gas
fuel cell
anode
exhaust gas
cell system
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俊雄 篠木
健 篠▲崎▼
純一 中園
吉瀬　万希子
望 笠原
慶純 笠嶋
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三菱電機株式会社
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    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Definitions

  • This application relates to a fuel cell system.
  • the fuel cell system has a low environmental load and high energy conversion efficiency, so it is being actively developed as a power generation device for consumer and industrial use.
  • the fuel cell stack generates electricity by causing a reforming gas containing hydrogen, which is a reformed hydrocarbon-based raw material, and an oxidizing agent to cause an electrochemical reaction in a state of being separated by an electrolyte.
  • the residual reformed gas (anode exhaust gas) discharged from the anode contains components that can be reused as raw materials, such as hydrogen, carbon monoxide, and methane depending on the conditions. Therefore, the energy of the raw material can be effectively utilized by using the residual reforming gas for the heat of reaction of the reformer or circulating it on the raw material supply side.
  • JP-A-2018-198116 paragraphs 0051-0063, FIG. 1
  • Japanese Unexamined Patent Publication No. 7-230816 paragraphs 0020 to 0024, FIG. 1
  • the present application discloses a technique for solving the above-mentioned problems, and aims to provide a highly efficient fuel cell system.
  • the fuel cell system disclosed in the present application is a reformer that reacts hydrocarbons with water vapor to generate a reforming gas containing hydrogen, and an electrochemical reaction between the reforming gas and an oxidizing agent separated by an anode and a cathode.
  • a fuel cell stack that generates electric energy, an ejector that uses water vapor used as water vapor as a driving fluid to suck either the raw material containing hydrogen or the recycled gas recovered from the anode exhaust gas and supply it to the reformer.
  • a vaporizer that vaporizes water to generate the water vapor, the operating temperature of the fuel cell stack is higher than the boiling point of water at the operating pressure, and the vaporizer exchanges heat with the anode exhaust gas.
  • the steam is generated.
  • FIG. It is a flow chart which shows the structure of the fuel cell system which concerns on Embodiment 1.
  • FIG. It is a flowchart which shows the control operation in the fuel cell system which concerns on Embodiment 1.
  • FIG. It is a block diagram which shows the hardware composition of the control part of the fuel cell system which concerns on Embodiment 1 and each subsequent Embodiment, or the calculation execution part for executing the control.
  • It is a flow chart which shows the structure of the fuel cell system which concerns on Embodiment 2.
  • FIG. It is a flow chart which shows the structure of the fuel cell system which concerns on Embodiment 4.
  • FIG. It is a flow chart which shows the structure of the fuel cell system which concerns on the modification of Embodiment 4. It is a flow chart which shows the structure of the fuel cell system which concerns on Embodiment 5. It is a flow chart which shows the structure of the fuel cell system which concerns on Embodiment 6. It is a flow chart which shows the structure of the fuel cell system which concerns on Embodiment 7. It is a flow chart which shows the structure of the fuel cell system which concerns on Embodiment 8.
  • Embodiment 1. 1 to 3 are for explaining the configuration of the fuel cell system and the control operation according to the first embodiment
  • FIG. 1 is a schematic flow chart showing the configuration of the fuel cell system
  • FIG. 2 is a schematic flow chart. It is a flowchart for demonstrating the process of changing an operation mode according to a fuel utilization rate among control operations.
  • FIG. 3 is a block diagram showing a hardware configuration of a control unit that controls the fuel cell system according to the first embodiment and each subsequent embodiment, or a calculation execution portion for executing the control. ..
  • the fuel cell system 100 includes a reformer 2 for reforming a raw material, a fuel cell stack 1 for generating electricity by electrochemically reacting a reforming gas with an oxidant, a raw material, and an oxidant (air).
  • a device for processing a fluid originating from water and a control unit 90 for controlling each device are provided.
  • the reformer 2 is integrated with the combustor 3 that generates heat by burning a part of the fuel (recycled combustion gas F08) in order to receive the heat supplied for the reforming reaction. Further, in order to raise the temperature of the oxidant F03 supplied to the fuel cell stack 1, it is also integrated with the oxidant heat exchanger 7. Then, in the fuel cell stack 1, an electrochemical device composed of an anode (negative electrode) 1a, a cathode (positive electrode) 1c, and an electrolyte 1e is incorporated by using a battery member such as a flow path and a separator.
  • a battery member such as a flow path and a separator.
  • the oxidant system 203 through which the oxidant F03 supplied from the air blower 18 flows passes through the oxidant heat exchanger 7, is heated to a temperature suitable for operating the fuel cell stack 1, and is supplied to the cathode 1c portion. ..
  • the oxidizing agent F03 supplied to the cathode 1c consumes a part of oxygen by an electrochemical reaction in a state of being separated from the reforming gas F05 by the electrolyte 1e, and the cathode exhaust gas F04 after consumption consumes the cathode exhaust gas system 204. After that, it is configured to be supplied to the combustor 3.
  • the raw material F01 such as city gas passes through the raw material pretreatment device 19 for removing unnecessary components such as sulfur, and then is distributed in the raw material system 201. Then, the circulator 9 supplies the fuel gas system 202 as the fuel gas F02 toward the reformer 2 together with the anode circulating gas F09 and the steam F11, which will be described later.
  • the reformed gas F05 reformed by the reformer 2 and containing hydrogen as a main component flows through the reformed gas system 205 and is supplied to the anode 1a portion of the fuel cell stack 1.
  • the reforming gas F05 supplied to the anode 1a consumes a part of the fuel by an electrochemical reaction in a state of being separated from the oxidizing agent F03 by the electrolyte 1e.
  • the anode exhaust gas F06 flows through the anode exhaust gas system 206, is cooled by the heat recovery cooler 10, and is supplied to the water separator 5.
  • the gas portion separated by the water separator 5 is distributed to the anode recovery gas system 207 as the anode recovery gas F07, and the anode returns to the recycle combustion gas system 208 and the reformer 2 toward the combustor 3 at the recovery branch 221. It is configured to be divided into a circulating gas system 209.
  • the liquid component (water) separated by the water separator 5 is returned to the water treatment device 14 described later.
  • the refrigerant F14 flowing through the heat recovery cooler 10 is configured to circulate in the heat recovery system 214.
  • the circulating water F10 is transferred to the vaporizer 4 by the water pump 8 after passing through the water treatment device 14 in which the water recovered by the water separator 5 described above and the raw material water merge to remove unnecessary components such as ionic components. It circulates in the circulating water system 210 to which it is heading.
  • the steam F11 vaporized by the vaporizer 4 circulates in the steam system 211 toward the circulator 9, acts as a driving fluid in the circulator 9, sucks the raw material F01 and the anode circulating gas F09, and sucks the raw material F01 and the anode circulating gas F09 to suck the fuel gas system. It will be distributed in 202.
  • the raw material pretreatment device 19 is, for example, a filter, a desulfurizer, or the like.
  • a gas containing hydrocarbons such as methane gas, propane gas, butane gas, natural gas, city gas, and digestion gas containing methane gas as a main component can be used.
  • various alcohols and petroleum-based raw materials can also be used.
  • a hydrophilic liquid raw material it may be mixed with circulating water in advance.
  • the raw material itself may be preheated and vaporized, or may be preheated and vaporized while being mixed with water vapor F11.
  • a steam reforming reaction is carried out.
  • Typical reforming reactions when methane is used as a raw material are shown in formulas (1) and (2).
  • Hydrogen is generated by the endothermic reaction of methane and steam in the reforming catalyst filled inside the reformer 2.
  • S / C which is the mole fraction of water vapor with respect to C contained in the fuel gas, and is constant in the range of about 2.5 to 3.5. Is set to be.
  • the reforming catalyst for example, a Ni-based catalyst, a Pt-based catalyst, a Ru-based catalyst, or the like is supported on a carrier such as Al 2 O 3 or Mg O. CH 4 + H 2 O ⁇ CO + 3H 2 (1) CO + H 2 O ⁇ CO 2 + H 2 (2)
  • the steam reforming reaction is shown here as an example, the present invention is not limited to this, and air is separately introduced into the reformer 2 (not shown), a partial oxidation reforming reaction, or an autothermal reforming reaction. Quality reaction may be utilized. Furthermore, these reforming reactions may be switched and used in the process of starting and stopping.
  • the fuel cell stack 1 electrons are transferred by causing an electrochemical reaction in a state where the reforming gas F05 supplied to the anode 1a and the oxidizing agent F03 supplied to the cathode 1c are separated by the electrolyte 1e. Power is generated. Specifically, an electric potential is generated in the fuel cell stack 1, and the transfer of ions via the electrolyte 1e and the transfer of electrons in the circuit via the output terminals on both sides of the anode 1a and the cathode 1c occur at the same time. At that time, the movement of electrons (direct current) in the circuit is output as electric power (not shown).
  • the electrode material, operating temperature, etc. differ depending on the type of electrolyte 1e.
  • the types of ions that move the electrolyte 1e are also different.
  • hydrogen ions move in the solid polymer form and phosphoric acid form
  • carbonate ions move in the molten carbonate form
  • oxygen ions move in the solid oxide form.
  • water is generated from hydrogen by the electrode reaction at the anode 1a, so that the anode 1a Then, the water vapor content increases toward the outlet.
  • the electrode reaction at the anode 1a is represented by the formula (3)
  • the electrode reaction at the cathode 1c is represented by the formula (4).
  • the hydrogen flow rate consumed by the electrode reaction at the anode 1a is often operated at about 0.60 to 0.85 with respect to the supplied hydrogen flow rate.
  • the amount of oxygen consumed by the electrode reaction of the cathode 1c is often operated at about 0.15 to 0.50 with respect to the supplied oxygen flow rate. That is, residual fuel is contained at the anode outlet and residual oxygen is contained at the cathode outlet.
  • the volume molar fraction of hydrogen in the anode exhaust gas F06 is about 12%
  • the water vapor is about 60%
  • the volume molar fraction of oxygen in the cathode exhaust gas F04 is about 16%.
  • the fuel cell system 100 according to the first embodiment of the present application is common to the fuel cell system 100 according to each subsequent embodiment, but the temperature difference from the anode exhaust gas F06 is used as the heat source of the carburetor 4. bottom.
  • the configuration for reliably vaporizing the circulating water F10 and the details of the control operation will be described using the anode exhaust gas F06.
  • the anode exhaust gas F06 discharged from the anode 1a is passed through the vaporizer 4, and heat energy is given to the circulating water F10 by using the temperature difference from the anode exhaust gas F06 as a driving force to give heat energy to the circulating water F11. It is used as a heat source for the vaporizer 4.
  • the anode exhaust gas F06 whose temperature has dropped by giving heat energy to the circulating water F10 in the vaporizer 4, further gives heat energy to the medium (refrigerator F14) flowing through the heat recovery system in the heat recovery cooler 10, and dew points. The temperature is lowered to the following predetermined temperature and introduced into the water separator 5.
  • the flow rate of the refrigerant F14 is controlled by using a temperature sensor (not shown).
  • the water contained in the anode exhaust gas F06 is liquefied by the saturated vapor pressure with respect to a predetermined temperature, separated as water droplets, and stored in the lower part.
  • the stored water is supplied as circulating water F10 from the water pump 8 to the vaporizer 4 via the water treatment device 14 according to the flow rate required for the fuel gas F02.
  • the anode recovery gas F07 from which the predetermined water has been removed by the water separator 5 flows through the anode recovery gas system 207 and is supplied to the recovery branch portion 221.
  • the anode recovered gas F07 is split into the recycled combustion gas F08 and the anode circulating gas F09 at the recovery branch portion 221.
  • the recycled combustion gas F08 passes through the recycled combustion gas system 208 and is supplied to the combustor 3.
  • the recycled combustion gas F08 and the cathode exhaust gas F04 discharged from the cathode 1c and distributed through the cathode exhaust gas system 204 are burned.
  • the burned gas gives heat energy required for the reforming reaction in the reformer 2, and for example, the reforming reaction temperature is set to 600 ° C.
  • the oxidant heat exchanger 7 applies heat energy to the oxidant F03 to raise the temperature to a temperature at which the cathode 1c of the fuel cell stack 1 can be operated, for example, from 25 ° C. to 550 ° C. outside air.
  • the burned gas is discharged from the combustion exhaust gas system 215 as the combustion exhaust gas F15 after applying heat energy to the reformer 2 and the oxidant heat exchanger 7.
  • the anode circulating gas F09 circulates through the anode circulating gas system 209 and is supplied to the circulatory system 9.
  • the circulator 9 is, for example, an ejector using steam F11 as a driving fluid, and the steam F11 is ejected from a nozzle provided inside the ejector, and the momentum of the ejected steam F11 is given to the raw material F01 and the anode circulating gas F09. By doing so, these are sucked.
  • the output enthalpy As an example of the fuel cell system 100, it is assumed that a solid oxide fuel cell using city gas as a raw material is operated with a fuel utilization rate of 75%, a cell voltage of 0.84 V, and a current of 24 A. Under this condition, the output enthalpy of the anode exhaust gas F06 at the anode outlet is ⁇ 3081 J / s ⁇ kW.
  • the anode exhaust gas F06 after applying thermal energy with the vaporizer 4 is set to 150 ° C. by heat balance calculation. It will exceed. That is, it is possible to supply the heat energy required for the generation (evaporation) of the water vapor F11 in the vaporizer 4 by heat exchange with the anode exhaust gas F06.
  • an example of establishing a balance of thermal energy shows a case where the fuel utilization rate, which is an operating condition of the fuel cell stack 1, is a general 75%.
  • the heat energy of the anode exhaust gas F06 discharged from the fuel cell stack 1 may be reduced, and the required heat of vaporization may not be obtained.
  • the fuel utilization rate reaches 80%
  • the temperature of the anode exhaust gas F06 discharged from the carburetor 4 becomes 100 ° C.
  • the fuel utilization rate reaches 83%
  • the temperature of the anode exhaust gas F06 discharged from the carburetor 4 becomes 100 ° C. Is considered to be 60 ° C.
  • control unit 90 perform operation control such as changing the operation mode according to the fuel utilization rate.
  • the flow rate of the reformed gas F05 flowing into the fuel cell stack 1 and the fuel cell operation data such as the direct current output from the fuel cell stack are periodically read (step S10). ).
  • the fuel utilization rate is calculated from the read data (step S20), and it is determined whether or not the calculated fuel utilization rate Uf is within the threshold Th (step S30).
  • step S30 If the fuel utilization rate Uf is within the threshold Th (“Yes” in step S30), the normal heat exchange mode of vaporizing only with the thermal energy of the anode exhaust gas F06 is maintained (step S40). On the other hand, if the fuel utilization rate Uf exceeds the threshold value Th (“No” in step S30), it is determined that the amount of heat is insufficient only by heat exchange, and the mode is changed to the additional heating mode (step S50).
  • the additional heating mode heat may be applied by an auxiliary combustor 4a or the like described later, or heating may be performed by using a separately provided heater.
  • the countermeasure against the heat shortage can be taken quickly, so that stable operation can be realized. Is possible.
  • the hardware 900 is, as an example, as shown in FIG. It is composed of a processor 901 and a storage device 902.
  • the storage device 902 includes a volatile storage device such as a random access memory (not shown) and a non-volatile auxiliary storage device such as a flash memory. Further, an auxiliary storage device of a hard disk may be provided instead of the flash memory.
  • the processor 901 executes the program input from the storage device 902. In this case, the program is input from the auxiliary storage device to the processor 901 via the volatile storage device. Further, the processor 901 may output data such as a calculation result to the volatile storage device of the storage device 902, or may store the data in the auxiliary storage device via the volatile storage device.
  • the predetermined temperature below the dew point in the water separator 5 is, for example, about 60 ° C.
  • the saturated vapor pressure is about 0.025 MPa.
  • the volume molar fraction of water vapor contained in the anode exhaust gas F06 was about 60%, but the water was condensed, the flow rate was halved, and the volume molar fraction of water vapor was reduced to about 20%. It becomes the anode recovery gas F07. Further, at the recovery branching portion 221 the anode recovery gas F07 is distributed to the recycled combustion gas F08 and the anode circulation gas F09 at substantially the same flow rate.
  • the flow rate of the anode circulating gas F09 is about 1/4 of the flow rate of the anode exhaust gas F06. Further, the water vapor flow rate contained in the anode circulating gas F09 is about 8% of the water vapor flow rate contained in the anode exhaust gas F06. Since the water vapor flow rate contained in the anode exhaust gas F06 is only about 15% of the water vapor flow rate required for the reformer 2 or the fuel cell stack 1, the rest is vaporized from the circulating water F10 by the vaporizer 4.
  • the steam F11 is about 0.5 MPa.
  • the pulsation of the gas flow rate passing through the fuel cell stack 1 is small, and the output from the fuel cell stack 1 is small. Is stabilized. Further, since no extra energy is used to generate the water vapor F11, the fuel cell system 100 with high efficiency and stable output can be realized. At that time, in addition to the solid oxide fuel cell used in this example, a molten carbonate fuel cell operated at 600 ° C. or higher can be easily realized.
  • the phosphoric acid type fuel cell also operates at around 200 ° C., which is higher than the boiling point of water at the operating pressure, and therefore can be used for generating water vapor F11. Further, even if the total amount of heat required to generate the steam F11 is not reached, it can be used at least for the residual heat of the circulating water F10.
  • the steam F11 is supplied to the reformer 2, further supplied to the anode 1a of the fuel cell stack 1, and discharged from the anode 1a after the electrochemical reaction.
  • Generating water vapor by using the thermal energy from the gas flowing through the anode 1a (anode exhaust gas F06) without being affected by the gas conditions of the cathode 1c is a fuel cell according to the operating state of the fuel cell stack 1.
  • the control of the system 100 can be realized.
  • the operating temperature of the fuel cell stack 1 is kept substantially constant, and the gas flow rate is increased or decreased according to the load (current). .. That is, the amount of water vapor supplied together with the raw material and the flow rate of the anode exhaust gas are generally in a proportional relationship. Further, by arranging the vaporizer 4 on the downstream side of the anode outlet without providing other equipment, it is possible to obtain the thermal energy required for vaporization from the anode exhaust gas F06 according to the operating state of the fuel cell stack 1. Therefore, the controllability of the system can be simplified.
  • the flow rate ratio of the anode circulating gas F09 to the steam F11 can be reduced, and an ejector using the steam F11 as a driving fluid can be applied to the circulator 9.
  • the ejector uses the momentum of the driving fluid to suck other fluids. Therefore, since no power is required, the auxiliary power of the system can be reduced, and maintenance is almost free, so that the fuel cell system 100 with high efficiency and high reliability can be realized.
  • the flow rate of the anode exhaust gas F06 is about 1/4 of that of the combustion exhaust gas F15, and since the gas flow rate flowing through the vaporizer 4 is small, the vaporizer 4 can be made compact and the amount of heat radiated. It is possible to improve efficiency and reduce costs by reducing the amount of gas.
  • FIG. 4 is a schematic flow chart for explaining the configuration of the fuel cell system according to the modified example. Except for the configuration of the vaporizer provided with the auxiliary combustor, it is the same as the above-mentioned example, and the description of the same part will be omitted.
  • the vaporizer 4 is provided with a thermally integrated auxiliary combustor 4a.
  • auxiliary combustor 4a for example, a burner and a catalytic combustor can be applied.
  • step S50 the required amount of water vapor can be secured by the heat generated by the auxiliary combustor. become.
  • the amount of water in the water separator 5 is less than a predetermined amount and the fuel cell system 100 may be replenished from the outside, which is different from the normal operation. Therefore, by using the auxiliary combustor 4a regardless of the fuel utilization rate, smooth start-up may be possible.
  • the oxidant F03 from the air blower 18 is supplied to the combustor 3 via the cathode 1c of the fuel cell stack 1, and the raw materials are supplied to the combustor 3 via a system (not shown), and the oxidant is supplied. It is burned with F03.
  • the combustion gas gives heat energy to the reformer 2 and the oxidant heat exchanger 7, and is discharged from the combustion exhaust gas system 215 as the combustion exhaust gas F15.
  • the oxidant heat exchanger 7 the oxidant F03 is heated, and the heated oxidant F03 gives heat to the fuel cell stack 1 to raise the temperature of the fuel cell stack 1.
  • the temperature condition for the reforming reaction of the reformer 2 is satisfied, and at the timing when the anode 1a of the fuel cell stack 1 is brought into a reducing atmosphere, the steam F11 is transferred from the steam system 211, and the raw material is supplied from the raw material system 201. Supply F01.
  • the auxiliary combustor 4a is used to apply the thermal energy to the vaporizer 4 to generate steam.
  • auxiliary combustor 4a may be operated intermittently or continuously.
  • stable steam F11 can be generated even under operating conditions in which the thermal energy required by the vaporizer 4 is temporarily insufficient only with the anode exhaust gas F06, and the highly efficient fuel cell system 100 can be further improved. It becomes possible to operate stably.
  • Embodiment 2 In the first embodiment, an example in which the anode circulating gas from which water droplets have been removed by the water separator is directed to the circulatory system as it is has been described. In the second embodiment, an example in which the water droplets are removed and then preheated and then directed to the circulatory system will be described.
  • FIG. 5 is a schematic flow chart showing the configuration of the fuel cell system according to the second embodiment. It should be noted that the figure is illustrated in a form in which a configuration required for residual heat of the anode circulating gas is added to FIG. 4 used for explaining the fuel cell system according to the modified example of the first embodiment.
  • the configuration is the same as that of the first embodiment except for the configuration related to the residual heat of the anode circulating gas, and the same parts as those of the first embodiment are used for the control operation and the like with reference to FIGS. The description of is omitted.
  • the fuel cell system 100 is a recovery branch portion between the vaporizer 4 and the heat recovery cooler 10 in the anode exhaust gas system 206 and the recovery branch portion in the anode circulation gas system 209.
  • a circulating heat exchanger 13 is provided between the 221 and the circulator 9.
  • the temperature of the anode circulating gas F09 is dew pointed by applying thermal energy from the anode exhaust gas F06 through the circulating heat exchanger 13 to the anode circulating gas F09 which is in a saturated steam state in the water separator 5. Higher to lower relative humidity. As a result, it is possible to prevent the water vapor contained in the anode circulating gas F09 flowing between the circulating heat exchanger 13 and the circulating device 9 from condensing in the piping. Therefore, the flow rate of the anode circulating gas F09 can be stabilized, and the flow rate accuracy of the water vapor in the anode circulating gas F09 is improved, so that a fuel cell stem with higher performance and stable output can be realized.
  • FIG. 6 is a schematic flow chart showing the configuration of the fuel cell system according to the third embodiment. It should be noted that the figure is illustrated in the form in which the configuration necessary for the distribution of the cathode exhaust gas is added to FIG. 5 used for the explanation of the fuel cell system according to the second embodiment.
  • the same embodiments as those of the first and second embodiments are possible except for the configuration relating to the distribution of the cathode exhaust gas, and the control operation and the like are based on FIGS. 2 and 3 used in the first embodiment. The description of the parts similar to those of 1 and 2 will be omitted.
  • the fuel cell system 100 is provided with an air branch portion 222 in the cathode exhaust gas system 204 through which the cathode exhaust gas F04 flows.
  • the cathode exhaust gas system 204 branches into a preheating support gas system 212 connected to the reformer 2 and a combustion support gas system 213 connected to the combustor 3. That is, the cathode exhaust gas F04 is separately used as the preheating support gas F12 supplied to the reformer 2 and as the combustion support gas F13 supplied to the combustor 3.
  • the thermal energy of the preheating support gas F12 branched at the air branch 222 is used as part of the reforming reaction of the reformer 2 and as part of the heating of the oxidant F03 in the oxidant heat exchanger 7. Will be done.
  • the combustion support gas F13 supplied to the combustor 3 is burned with the recycled combustion gas F08.
  • the thermal energy from combustion is used for the remaining thermal energy required for the reforming reaction of the reformer 2 and the remaining thermal energy required for heating the oxidizing agent F03, and is used together with the preheating support gas F12 for the combustion exhaust gas system. It is discharged from 215 as combustion exhaust gas F15.
  • the cathode exhaust gas F04 discharged from the cathode 1c of the fuel cell stack 1 can be branched at the air branching portion 222 so that the combustion in the combustor 3 is within a stable range, so that combustion can be performed.
  • the combustibility of the vessel 3 is stabilized.
  • the heat energy imparted to the reformer 2 can be effectively used. Therefore, the composition of the reforming gas F05 discharged from the reformer 2 is stabilized, and the thermal efficiency of the reformer 2 is improved, so that a fuel cell stem having high performance and stable electric output can be realized.
  • FIG. 7 is a schematic flow chart showing the configuration of the fuel cell system according to the fourth embodiment. It should be noted that the figure is illustrated in a form in which a configuration necessary for heat exchange between the circulating water and the anode exhaust gas is added to FIG. 6 used for the explanation of the fuel cell system according to the third embodiment. Further, the same modes as those of the first to third embodiments are possible except for the configuration related to heat exchange between the circulating water and the anode exhaust gas, and FIGS. 2 and 3 used in the first embodiment are used for the control operation and the like. However, the description of the same parts as those in the first to third embodiments will be omitted.
  • the fuel cell system 100 exchanges heat between the circulating water F10 flowing through the circulating water system 210 and the anode exhaust gas F06 flowing through the anode exhaust gas system 206.
  • a water heat exchanger 11 for this purpose was provided.
  • the water heat exchanger 11 is installed between the circulating heat exchanger 13 and the heat recovery cooler 10 in the anode exhaust gas system 206, and between the water pump 8 and the vaporizer 4 in the circulating water system 210. ..
  • the anode exhaust gas F06 discharged from the circulating heat exchanger 13 gives heat energy to the circulating water F10 flowing from the water pump 8 through the water heat exchanger 11.
  • the temperature of the anode exhaust gas F06 decreases, and conversely the temperature of the circulating water F10 increases.
  • the water heat exchanger 11 is installed not upstream of the circulating heat exchanger 13 in the anode exhaust gas system 206 but on the downstream side, the temperature of the anode circulating gas F09 can be raised firmly.
  • the heat energy required for steam generation in the vaporizer 4 is about per output of the fuel cell stack 1. It can be reduced by 10%. Therefore, a high-performance fuel cell system can be realized because the margin is increased for the utilization of the thermal energy of the anode exhaust gas F06 and the operating range in which the auxiliary combustor 4a is required is narrowed. Needless to say, this configuration can also be applied to the fuel cell system 100 according to the first or second embodiment in which the circulating heat exchanger 13 is not provided.
  • FIG. 8 is a schematic flow chart for explaining the configuration of the fuel cell system according to the modified example.
  • the integration of the heat exchanger it is the same as the above-mentioned example, and the description of the same part will be omitted.
  • a heat recovery heat exchanger 12 in which the heat recovery cooler 10 and the water heat exchanger 11 are integrated is provided. Heat from the anode exhaust gas F06 flowing through the anode exhaust gas system 206 to the circulating water F10 flowing through the circulating water system 210 and the refrigerant F14 flowing through the heat recovery system 214 via the integrated heat recovery heat exchanger 12. Gives energy.
  • the number of heat exchangers can be reduced and the size can be reduced, the amount of heat radiation can be reduced at low cost, and a higher performance fuel cell system can be realized.
  • Embodiment 5 In the above-described first to fourth embodiments, the control of distribution from the anode recovery gas to the recycled combustion gas and the anode circulating gas is not mentioned.
  • the fifth embodiment an example configured to control the distribution to the recycled combustion gas and the anode circulating gas will be described.
  • FIG. 9 is a schematic flow chart showing the configuration of the fuel cell system according to the fifth embodiment. In addition, the figure is illustrated in the form in which the configuration necessary for the distribution control of the anode recovery gas is added to FIG. 7 used for the explanation of the fuel cell system according to the fourth embodiment.
  • the fuel cell system 100 has a circulating gas flow control valve 21 in the anode circulating gas system 209 in order to adjust the flow ratio of the recycled combustion gas F08 and the anode circulating gas F09.
  • a combustion gas flow meter 31 for measuring the flow rate of the recycled combustion gas F08 is provided between the recovery branch portion 221 and the combustor 3, and an anode circulating gas F09 is provided between the recovery branch portion 221 and the circulating gas flow rate control valve 21.
  • a circulating gas flow meter 32 for measuring the flow rate of the gas was provided.
  • Each of the combustion gas flow meter 31 and the circulating gas flow meter 32 is composed of, for example, a combination of an orifice and a differential pressure gauge, and outputs an electric signal corresponding to the differential pressure generated in the orifice portion to the control unit 90 as a signal indicating the flow rate. do.
  • the control unit 90 holds data on the target flow rate distribution ratio of the recycled combustion gas F08 and the anode circulating gas F09 according to the operating state. Therefore, the control unit 90 calculates the flow rate distribution ratio from the differential pressure signals output from the combustion gas flow meter 31 and the circulating gas flow meter 32, respectively, so as to obtain an appropriate distribution ratio according to the operating state at that time. , Controls the circulating gas flow rate control valve 21. For example, when the power generation load of the fuel cell stack 1 is low, the amount of heat radiated from the reformer 2 increases relatively, and the thermal energy required for the reformer 2 becomes insufficient.
  • a target flow rate distribution ratio according to the power generation load is selected and operated in the direction of closing the circulating gas flow rate control valve 21 to increase the flow rate of the recycled combustion gas F08.
  • the circulating gas flow rate control valve 21 is operated in the direction of closing to recycle combustion. The flow rate of the gas F08 may be increased.
  • the circulating gas flow rate control valve 21 can operate in an environment of, for example, about 60 ° C., a special high temperature specification flow rate control valve is not required, and a standard specification valve can be used, so that it can be easily controlled. It is possible to provide a highly reliable fuel cell system 100 having excellent properties. Further, since the flow rate of the gas having the same physical characteristics is measured, only the distribution ratio is obtained from the ratio of the differential pressure when flowing through the orifice.
  • the distribution ratio can be obtained with a simple measuring instrument regardless of changes in gas composition, temperature, etc., as compared with the case of measuring the absolute values of the flow rates of the anode circulating gas F09 and the recycled combustion gas F08.
  • the anode circulation gas F09 and the recycled combustion gas F08 can be appropriately branched at the recovery branching portion 221, so that the efficiency of the fuel cell system 100 can be improved. Can be planned.
  • Embodiment 6 In the above-described first to fifth embodiments, adjusting the differential pressure between the anode and the cathode is not described.
  • FIG. 10 is a schematic flow chart showing the configuration of the fuel cell system according to the sixth embodiment. It should be noted that the figure is illustrated in a form in which a configuration necessary for adjusting the pressure of the anode recovery gas is added to FIG. 9 used for the explanation of the fuel cell system according to the fifth embodiment.
  • the fuel cell system 100 reduces the pressure of the anode recovered gas F07 between the combustion gas flow meter 31 and the combustor 3 of the recycled combustion gas system 208.
  • a pressure blower 17 was provided.
  • the recycled combustion gas F08 which is a part of the anode exhaust gas F06 of the fuel cell stack 1, and the combustion support gas F13, which is a part of the cathode exhaust gas F04, are burned and then merged and discharged as the combustion exhaust gas F15.
  • the flow rate of the gas flowing through the anode system is significantly reduced, there are a vaporizer 4, a circulation heat exchanger 13, a water heat exchanger 11, a heat recovery cooler 10, and a water separator 5 in the system.
  • the pressure loss is larger than that of the gas flowing through the cathode system.
  • the pressure equalizing blower 17 sucks the recycled combustion gas F08 to reduce the static pressure of the gas flowing through the anode system so that the gas pressure in the anode 1a of the fuel cell stack 1 approaches the gas pressure in the cathode 1c. Works on.
  • the pressure equalizing blower 17 can operate in an environment of, for example, about 60 ° C., a blower having a special high temperature specification is unnecessary. Since the pressure equalizing blower 17 can reduce the pressure difference between the anode 1a and the cathode 1c, the occurrence of gas leakage (crossover) via the electrolyte 1e is suppressed, the deterioration of the fuel cell stack 1 is suppressed, and the performance is high. Can provide a fuel cell system 100.
  • the pressure equalizing blower 17 can reduce the static pressure of the anode exhaust gas F06 so as to approach the cathode exhaust gas F04, for example, the pressure equalizing blower 17 may be installed in the anode recovery gas system 207 to suck the anode recovery gas F07. good. Even in that case, if it is downstream from the water separator 5, the influence of dew condensation on the pressure equalizing blower 17 is reduced, and the pressure can be stabilized.
  • Embodiment 7 In the above-described first to sixth embodiments, an example in which the anode circulating gas is sucked by the ejector constituting the circulator using water vapor as the driving fluid has been shown, but the present invention is not limited to this.
  • the seventh embodiment an example will be described in which the anode circulating gas can be mixed with the raw material even when the momentum of the driving fluid is small.
  • FIG. 11 is a schematic flow chart showing the configuration of the fuel cell system according to the seventh embodiment. In addition, the figure is illustrated in the form in which the circulation gas flow rate control valve of FIG. 9 used for the description of the fuel cell system according to the fifth embodiment is replaced with a circulation blower for mixing the anode circulation gas with the raw material. ..
  • FIGS. 2 and 3 used in the first embodiment. Incorporated, the description of the same parts as in the first to sixth embodiments will be omitted.
  • a circulation blower 16 is provided between the recovery branch portion 221 of the anode circulation gas system 209 and the circulation heat exchanger 13. Then, the anode circulating gas system 209 is connected not to the circulatory system 9 but to the mixing unit 223 provided upstream of the circulatory system 9 in the fuel gas system 202. Therefore, in the circulatory system 9, the water vapor F11 and the raw material F01 merge with each other, and the anode circulating gas F09 merges with the mixing portion 223 provided downstream of the circulatory system 9.
  • the circulatory system 9 in the seventh embodiment uses steam F11 as a driving fluid to suck only the raw material F01. Then, at the mixing section 223 provided on the downstream side of the circulator 9, the anode circulating gas F09 that has flowed through the anode circulating gas system 209 boosted by the circulating blower 16 is merged and supplied to the reformer 2.
  • the anode circulating gas F09 is supplied to the mixing unit 223 in a state of being heated by the thermal energy from the anode exhaust gas F06 by the circulating heat exchanger 13 provided downstream of the circulating blower 16.
  • Such a configuration is suitably applied to, for example, the fuel cell system 100 having a small absolute flow rate of water vapor F11 among the fuel cell systems 100. If the absolute flow rate of the water vapor F11 is small, the momentum of the water vapor F11 that is the driving fluid of the ejector is small, so that the circulatory system 9 sucks only the raw material F01. On the other hand, the anode circulating gas F09 is boosted by using the circulating blower 16.
  • the circulation blower 16 can operate in an environment of, for example, about 60 ° C., it is not necessary to adopt a blower having a special high temperature specification. Further, since the gas flow rate of the anode circulating gas F09 is smaller than the flow rate of the anode exhaust gas F06, the circulating blower 16 can be miniaturized and the power consumption can be reduced. Therefore, although auxiliary power of the circulation blower 16 is required, an increase in power consumption can be suppressed as much as possible, and a highly efficient fuel cell system can be realized.
  • the raw material F01 is sucked by the circulator 9, but the present invention is not limited to this.
  • the raw material F01 is city gas, it is generally supplied at a pressure of about 2 kPa, so the raw material system 201 is connected to the mixing unit 223, and the anode circulating gas system 209 is connected to the circulator 9 without the circulation blower 16. You may try to do it. That is, of the anode circulating gas F09 and the raw material F01, the anode circulating gas F09 may be sucked by the circulator 9. In this case, it can be suitably applied to the fuel cell system 100 in which the absolute flow rate of water vapor F11 is small, without adding auxiliary equipment and auxiliary power.
  • Embodiment 8 In the above-described third to seventh embodiments, the control when the cathode exhaust gas is distributed to the preheating support gas and the combustion support gas is not mentioned.
  • FIG. 12 is a schematic flow chart showing the configuration of the fuel cell system according to the eighth embodiment. In addition, the figure is illustrated in the form in which the configuration necessary for the distribution control of the cathode exhaust gas is added to FIG. 9 used for the explanation of the fuel cell system according to the fifth embodiment.
  • the fuel cell system 100 adjusts the flow rate ratio of the preheating support gas F12 and the combustion support gas F13, so that the air branch portion 222 in the preheating support gas system 212 is provided.
  • a combustion support gas flow rate control valve 22 is provided between the reformer 2 and the reformer 2. Further, between the air branch portion 222 and the combustor 3, a combustion support gas flow meter 33 for measuring the flow rate of the combustion support gas F13 is provided between the air branch portion 222 and the combustion support gas flow rate control valve 22.
  • a preheating support gas flow meter 34 for measuring the flow rate of the preheating support gas F12 was provided.
  • Each of the combustion support gas flow meter 33 and the preheat support gas flow meter 34 is composed of, for example, a combination of an orifice and a differential pressure gauge, and controls an electric signal corresponding to the differential pressure generated in the orifice portion as a signal indicating the flow rate. Output to unit 90.
  • the control unit 90 holds data on the target flow rate distribution ratio of the preheating support gas F12 and the combustion support gas F13. Therefore, the control unit 90 calculates the flow rate distribution ratio from the differential pressure signals output from the combustion support gas flow meter 33 and the preheat support gas flow meter 34, respectively, and appropriately distributes the flow rate according to the operating state at that time.
  • the combustion support gas flow rate control valve 22 is controlled so as to have a ratio.
  • the target flow rate distribution ratio of the preheating support gas F12 and the combustion support gas F13 may be a constant value regardless of the operating state.
  • the combustion support gas flow rate control valve 22 calculates the flow rate distribution ratio from the signals obtained from each of the combustion support gas flow rate meter 33 and the preheating support gas flow rate meter 34, and self-limits the flow rate distribution so as to obtain a predetermined flow rate distribution. It may be controlled.
  • the flow rate of the gas having the same physical characteristics is measured, only the distribution ratio is obtained from the ratio of the differential pressure when flowing through the orifice. Therefore, compared with the case of measuring the absolute value of the flow rates of the preheating support gas F12 and the combustion support gas F13, it is possible to obtain the distribution ratio with a simple measuring instrument regardless of changes in the gas composition, temperature, and the like. can.
  • the ratio of the combustible gas to the combustion support gas in the combustor 3 is controlled by controlling the flow rate of the combustion support gas F13. Can be adjusted. As a result, the flame temperature can be changed, and the temperature control of the reformer 2 becomes easy. Therefore, stable hydrogen generation is performed, the output of the fuel cell stack 1 is stabilized, and the fuel cell system 100 with high reliability can be provided.
  • combustion support gas flow rate control valve 22 is provided in the preheating support gas system 212
  • the present invention is not limited to this, and even if the combustion support gas flow rate control valve 22 is provided in the combustion support gas system 213, it is not limited to this. Has the same effect.
  • the medium flowing through the heat recovery system 214 is typically a refrigerant F14 such as water, but the medium is not limited to this, and can receive heat energy. If it is, it may be another refrigerant or a heat storage material.
  • the water treatment apparatus 14 may include, for example, an ion exchange resin, but may use a permeable membrane, and depending on the required specifications, it may be a filter alone, or if it is not necessary, it may not be installed. May be good.
  • the condensation temperature in the water separator 5 is typically about 60 ° C., but the present invention is not limited to this, and the amount of condensed water per hour is equal to or greater than the flow rate of the circulating water F10. It is desirable to set to. In that case, after the fuel cell system 100 is started, it is not necessary to replenish water from the outside of the system, the system can become self-sustaining, and the system operating cost can be reduced.
  • the reformer 2, the anode 1a and the cathode 1c, which react the hydrocarbon with water to generate the reformed gas F05 containing hydrogen, are separated from each other.
  • Anode recovery gas F07 Strictly speaking, the ejector (circulator 9) that sucks one of the anode circulating gas F09 distributed from the anode recovery gas F07 and supplies it to the reformer 2 and vaporizes the water.
  • a vaporizer 4 for generating steam F11 is provided, the operating temperature of the fuel cell stack 1 is higher than the boiling point of water at the operating pressure, and the vaporizer 4 generates steam F11 by heat exchange with the anode exhaust gas F06. Since the water vapor F11 is generated by using the heat of the anode exhaust gas F06, the energy of the raw material F01 is effectively utilized to increase the efficiency.
  • auxiliary combustor 4a for heating the vaporizer 4 or for adding the steam F11, and the auxiliary combustor 4a are started and stopped according to the operating state of the reformer 2 and the fuel cell stack 1. If the control unit 90 for adjusting the timing is provided, the amount of water vapor F11 generated in the vaporizer 4 is minimized even when the vaporizer 4 is insufficiently generated due to operating conditions such as start-up, stop, and fuel utilization. With energy, it is possible to secure an appropriate amount of water vapor F11.
  • a cooler heat recovery cooler 10 or heat recovery heat exchanger 12 that further cools the anode exhaust gas F06 heat absorbed by the vaporizer 4 to a temperature below the dew point, and water droplets from the anode exhaust gas F06 cooled below the dew point.
  • Recycled gas anode recovery gas F07: strictly speaking, anode recovery
  • a heat exchanger for heating the anode circulating gas F09
  • the residual heat of the anode exhaust gas F06 is effectively utilized and the anode circulating gas F09 is a reformer. It is possible to prevent dew condensation until it is supplied to 2.
  • the heat exchanger (circulation heat exchanger 13) in the flow path of the anode exhaust gas F06 (anodic exhaust gas system 206), and is in contact with the anode exhaust gas F06 before being cooled by the cooler (heat recovery cooler 10). If the water heat exchanger 11 for heating the water (circulating water F10) supplied to the vaporizer 4 by heat exchange is provided, the amount of heat required for the vaporizer 4 can be reduced, and the auxiliary combustor 4a can be used. Alternatively, the range of operating conditions that require additional heating is narrowed, and more efficient operation can be performed.
  • Recycled gas (anode recovery gas F07: strictly speaking, anode circulating gas F09 distributed from anode recovery gas F07) is supplied to the reformer 2 and to the combustor 3 for heating the reformer 2.
  • Separate gas distribution system (recovery branch 221; recycled combustion gas system 208, anode circulating gas system 209), flow controller that adjusts the supply flow rate to the reformer 2 and the supply flow rate to the combustor 3 to a set ratio.
  • a combustion gas flow meter 31, a circulating gas flow meter 32, a circulating gas flow control valve 21), and a control unit 90 that sets the ratio according to the operating state of the fuel cell stack 1 may be provided.
  • a pressure equalizing blower 17 for sucking the recycled gas (anode recovery gas F07) and lowering the static pressure of the anode exhaust gas F06 is provided, even if the pressure loss when passing through the vaporizer 4 or the like is high, Since the static pressure of the anode exhaust gas F06 can be made close to the static pressure of the cathode exhaust gas F04 to equalize the pressure, deterioration of the fuel cell stack 1 is suppressed and the reliability is improved.
  • a blower that boosts the recycled gas (anode recovery gas F07: strictly speaking, the anode circulation gas F09 distributed from the anode recovery gas F07), and between the ejector (circulator 9) and the reformer 2. Since it is provided so as to include a mixing unit 223 that mixes the recycled gas (the same as the anode circulating gas F09) with the gas sucked from the raw material F01, it is stable and highly efficient even in a system in which the absolute flow rate of the water vapor F11 is small. Driving is possible.
  • Fuel cell stack 1a: anode, 1c: cathode, 1e: electrolyte, 2: reformer, 3: combustor, 4: vaporizer, 4a: auxiliary combustor, 5: water separator, 7: oxidant Heat exchanger, 8: Water pump, 9: Combustor (ejector), 10: Heat recovery cooler, 11: Water heat exchanger, 12: Heat recovery heat exchanger, 13: Circulating heat exchanger, 14: Water treatment Equipment, 16: Circulation blower (blower), 17: Pressure equalizing blower, 18: Air blower, 19: Raw material pretreatment device, 21: Circulation gas flow control valve, 22: Combustion gas flow control valve, 31: Combustion gas flow rate Total, 32: Circulation gas flow meter, 33: Combustion support gas flow meter, 34: Preheat support gas flow meter, 90: Control unit, 100: Fuel cell system, 201: Raw material system, 202: Fuel gas system, 203 : Oxidating agent system, 204

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Abstract

炭化水素を水分と反応させて水素を含む改質ガス（Ｆ０５）を生成する改質器（２）、改質ガス（Ｆ０５）と酸化剤（Ｆ０３）の電気化学反応によって電気エネルギを発生させる燃料電池スタック（１）、水蒸気（Ｆ１１）を駆動流体として、炭化水素を含む原料（Ｆ０１）と、アノード排ガス（Ｆ０６）から回収したリサイクルガス（Ｆ０７）とのいずれかを吸引して改質器（２）に供給するエジェクタ、および水を気化させて水蒸気（Ｆ１１）を発生させる気化器（４）、を備え、燃料電池スタック（１）の動作温度は、動作圧力における水の沸点よりも高く、気化器（４）では、アノード排ガス（Ｆ０６）との熱交換により、水蒸気（Ｆ１１）を発生させるように構成した。

Description

燃料電池システム
　本願は、燃料電池システムに関するものである。
　燃料電池システムは、環境負荷が少なくエネルギ変換効率が高いことから、民生用、産業用の発電装置として開発が盛んである。燃料電池スタックは、炭化水素系の原料を改質した水素を含む改質ガスと酸化剤を、電解質を介して隔てた状態で電気化学反応を生じさせることで発電する。このとき、アノードから排出される残余の改質ガス（アノード排ガス）には、水素、条件によっては一酸化炭素、メタン等、原料として再利用できる成分が含まれている。そこで、残余の改質ガスを改質器の反応熱に利用する、あるいは、原料供給側に循環することで、原料が有するエネルギを有効利用することができる。
　そこで、アノード排ガスの一部を、気液分離器で水分を低減した後、原料ガスポンプで吸引し、原料に混合させる技術が知られている（例えば、特許文献１参照。）。また、アノード排ガスの燃焼熱で発生させた水蒸気を駆動流体とするエジェクタによって、アノード排ガスを吸引し、原料に混合する技術が知られている（例えば、特許文献２参照。）。
特開２０１８－１９８１１６号公報（段落００５１～００６３、図１） 特開平７－２３０８１６号公報（段落００２０～００２４、図１）
　しかしながら、原料ガスポンプを用いてアノード排ガスを吸引するには、補機動力を必要とする。また、アノード排ガスの燃焼熱で発生させた水蒸気を駆動流体する場合、アノード排ガスのもつ燃焼熱を無駄に捨てることになり、上述した原料が有するエネルギの利用率が低下する。つまり、原料が有するエネルギを有効利用した高効率な発電を実現することは困難であった。
　本願は、上記のような課題を解決するための技術を開示するものであり、高効率な燃料電池システムを提供することを目的とする。
　本願に開示される燃料電池システムは、炭化水素を水分と反応させて水素を含む改質ガスを生成する改質器、アノードとカソードに隔てられた前記改質ガスと酸化剤の電気化学反応によって電気エネルギを発生させる燃料電池スタック、前記水分として用いる水蒸気を駆動流体として、前記炭化水素を含む原料と、アノード排ガスから回収したリサイクルガスとのいずれかを吸引して前記改質器に供給するエジェクタ、および水を気化させて前記水蒸気を発生させる気化器、を備え、前記燃料電池スタックの動作温度は、動作圧力における水の沸点よりも高く、前記気化器は、前記アノード排ガスとの熱交換により、前記水蒸気を発生させることを特徴とする。
　本願に開示される燃料電池システムによれば、アノード排ガスとの熱交換により水蒸気を発生させるようにしたので、原料が有するエネルギを有効利用して効率が高くなる。
実施の形態１にかかる燃料電池システムの構成を示すフロー図である。 実施の形態１にかかる燃料電池システムでの制御動作を示すフローチャートである。 実施の形態１、および以降の各実施の形態にかかる燃料電池システムの制御部、あるいは制御を実行するための演算実行部分のハードウェア構成を示すブロック図である。 実施の形態１の変形例にかかる燃料電池システムの構成を示すフロー図である。 実施の形態２にかかる燃料電池システムの構成を示すフロー図である。 実施の形態３にかかる燃料電池システムの構成を示すフロー図である。 実施の形態４にかかる燃料電池システムの構成を示すフロー図である。 実施の形態４の変形例にかかる燃料電池システムの構成を示すフロー図である。 実施の形態５にかかる燃料電池システムの構成を示すフロー図である。 実施の形態６にかかる燃料電池システムの構成を示すフロー図である。 実施の形態７にかかる燃料電池システムの構成を示すフロー図である。 実施の形態８にかかる燃料電池システムの構成を示すフロー図である。
　以下、添付図面を参照して、本願が開示する燃料電池システムにおける実施の形態ごとの詳細な説明を行う。なお、以下に示す実施の形態は一例であり、これらの実施の形態によって本願が限定されるものではない。
実施の形態１．
　図１～図３は、実施の形態１にかかる燃料電池システムの構成、および制御動作について説明するためのものであり、図１は燃料電池システムの構成を示す模式的なフロー図、図２は制御動作のうち、燃料利用率に応じて動作モードを変更する処理について説明するためのフローチャートである。また、図３は本実施の形態１、および以降の各実施の形態にかかる燃料電池システムの制御を行う制御部、あるいは制御を実行するための演算実行部分のハードウェア構成を示すブロック図である。
　本願の燃料電池システムに特徴的な構成の説明の前に、実施の形態１にかかる燃料電池システムの構成を示す図を用いて、一般的な燃料電池システムと共通する構成および動作について説明する。燃料電池システム１００は、図１に示すように、原料を改質する改質器２、改質ガスと酸化剤を電気化学反応させて発電する燃料電池スタック１、原料、酸化剤（空気）、水を起源とする流体を処理する機器、および各機器を制御する制御部９０を備えている。
　改質器２は、改質反応に必要な熱の供給を受けるため、燃料の一部（リサイクル燃焼ガスＦ０８）を燃焼させて熱を生成する燃焼器３と一体化されている。また、燃料電池スタック１に供給する酸化剤Ｆ０３を昇温するため、酸化剤熱交換器７とも一体化されている。そして、燃料電池スタック１は、アノード（負極）１ａ、カソード（正極）１ｃ、ならびに電解質１ｅで構成される電気化学デバイスが、流路、セパレータなどの電池部材を用いて組み込まれている。
　空気ブロワ１８から供給された酸化剤Ｆ０３が流通する酸化剤系統２０３は、酸化剤熱交換器７を経て、燃料電池スタック１の運転に適した温度まで昇温され、カソード１ｃ部分に供給される。カソード１ｃに供給された酸化剤Ｆ０３は、電解質１ｅにより改質ガスＦ０５と隔てられた状態で、電気化学反応により酸素の一部を消費し、消費後のカソード排ガスＦ０４は、カソード排ガス系統２０４を経て、燃焼器３に供給されるように構成している。
　都市ガス等の原料Ｆ０１は、例えば硫黄分等の不要な成分を除去する原料前処理装置１９を経たのち、原料系統２０１を流通する。そして、循環器９によって、後述するアノード循環ガスＦ０９と水蒸気Ｆ１１を伴い、燃料ガスＦ０２として燃料ガス系統２０２を改質器２に向けて供給される。改質器２によって改質され、水素が主成分となった改質ガスＦ０５は、改質ガス系統２０５を流通し、燃料電池スタック１のアノード１ａ部分に供給される。
　アノード１ａに供給された改質ガスＦ０５は、電解質１ｅにより酸化剤Ｆ０３と隔てられた状態で、電気化学反応により燃料の一部を消費する。消費した後のアノード排ガスＦ０６は、アノード排ガス系統２０６を流通し、熱回収冷却器１０で冷却され、水分離器５に供給される。水分離器５で分離されたガス部分は、アノード回収ガスＦ０７として、アノード回収ガス系統２０７に流通し、回収分岐部２２１で燃焼器３に向かうリサイクル燃焼ガス系統２０８と改質器２に戻るアノード循環ガス系統２０９に分かれるように構成している。一方、水分離器５で分離された液体成分（水）は、後述する水処理装置１４に戻される。なお、熱回収冷却器１０に流れる冷媒Ｆ１４は、熱回収系統２１４内を流通するように構成している。
　循環水Ｆ１０は、上述した水分離器５で回収された水と原料水とが合流し、イオン成分等の不要な成分を取り除く水処理装置１４を経たのち、水ポンプ８によって、気化器４に向かう循環水系統２１０内を流通する。気化器４によって気化された水蒸気Ｆ１１は、循環器９に向かって水蒸気系統２１１内を流通し、循環器９では駆動流体として作用し、原料Ｆ０１とアノード循環ガスＦ０９を吸引して、燃料ガス系統２０２に流通する。
　ここで、原料前処理装置１９は例えば、フィルタ、脱硫器などである。なお、原料Ｆ０１は、メタンガス、プロパンガスならびにブタンガスならびに天然ガス、都市ガス、メタンガスを主成分とする消化ガスなどの炭化水素を含むガスを用いることができる。また、各種アルコール、石油系原料なども利用することができる。親水性液体原料の場合は、あらかじめ循環水に混合させておいてもよい。一方、疎水性液体原料の場合は、原料単体を予熱して気化させても、また、水蒸気Ｆ１１と混合させながら予熱して気化させてもよい。
　改質器２では、例えば水蒸気改質反応が行われる。メタンを原料とした時の代表的な改質反応を式（１）および式（２）に示す。改質器２内部に充填された改質触媒で、メタンと水蒸気の吸熱反応によって、水素が生成される。一般的に、改質器に２供給される水蒸気流量は、燃料ガスに含有するＣに対する水蒸気のモル分率であるＳ／Ｃで取り扱われ、２．５～３．５程度の範囲で、一定になるように設定される。改質触媒は、例えば、Ｎｉ系、Ｐｔ系、Ｒｕ系等がＡｌ２Ｏ３、ＭｇＯなどの担体に担持されたものがある。
　　　ＣＨ４＋Ｈ２Ｏ　⇔　ＣＯ＋３Ｈ２　　　　（１）
　　　ＣＯ＋Ｈ２Ｏ　⇔　ＣＯ２＋Ｈ２　　　　　（２）
　なお、ここでは水蒸気改質反応を一例に示したが、これに限定されるものではなく、改質器２に別途空気を導入した（図示せず）、部分酸化改質反応、あるいはオートサーマル改質反応を利用してもよい。さらには、起動および停止のプロセスにおいて、これらの改質反応を切り替えて利用してもよい。
　一方、燃料電池スタック１では、アノード１ａに供給された改質ガスＦ０５とカソード１ｃに供給された酸化剤Ｆ０３を電解質１ｅによって隔てた状態で電気化学反応を生じさせることで電子の授受が起こり、発電が行われる。詳細には、燃料電池スタック１に電位が発生し、電解質１ｅを介したイオンの受け渡しと、アノード１ａとカソード１ｃの両側の出力端子を介した回路内での電子の受け渡しが同時に生ずる。その際の、回路内での電子の移動（直流電流）が電力として出力される（図示せず）。
　燃料電池スタック１の電気化学反応は、電解質１ｅの種類によって、電極材料、動作温度などが異なる。また、電解質１ｅを移動するイオンの種類も異なる。例えば、固体高分子形ならびにリン酸形では水素イオン、溶融炭酸塩形では炭酸イオン、そして固体酸化物形では酸素イオンが移動する。特に高温で動作する溶融炭酸塩形（約６００～７００℃）と固体酸化物形燃料電池（約６００～１０００℃）では、アノード１ａにおける電極反応により、水素から水を生成することから、アノード１ａでは、出口に向かうほど、水蒸気含有量が多くなる。
　固体酸化物形燃料電池を例に挙げると、アノード１ａでの電極反応は式（３）で、カソード１ｃでの電極反応は式（４）で表される。
　　　Ｈ２＋Ｏ２－　→　Ｈ２Ｏ＋２ｅ－　　　　（３）
　　　１／２ Ｏ２＋２ｅ－　→　Ｏ２－　　　　（４）
　アノード１ａでは、電子の移動分に相当する水素が電極反応で消費され、アノード出口に向かうほど水素分圧が低くなるが、それと同じ量の水が生成して水蒸気分圧が高くなる。一方、カソード１ｃは、電子の移動分に相当する酸素が電極反応で消費され、カソード出口に向かうほど、ガス流量も酸素分圧も低くなる。固体酸化物形燃料電池の場合、アノード１ａにおいて、電極反応と改質反応が同時に進行する内部改質が可能で、改質器２で改質できなかった残メタンの改質反応を水素生成の方向に進行させることができる。
　ここで、燃料電池スタック１においては、アノード１ａでの電極反応で消費される水素流量は、供給される水素流量に対して、０．６０～０．８５程度で動作させることが多い。また、カソード１ｃの電極反応で消費される酸素量は、供給される酸素流量に対して、０．１５～０．５０程度で動作させることが多い。つまり、アノード出口では残燃料、カソード出口では、残酸素が含まれている。例えば、アノード排ガスＦ０６中における水素の体積モル分率は約１２％、水蒸気は約６０％になり、カソード排ガスＦ０４中における酸素の体積モル分率は約１６％になる。
　上述した一般的な構成と基本動作を踏まえ、本願の燃料電池システム１００の説明に入る。本願の実施の形態１にかかる燃料電池システム１００においては、以降の各実施の形態にかかる燃料電池システム１００と共通するが、気化器４の熱源として、アノード排ガスＦ０６との温度差を用いるようにした。アノード排ガスＦ０６を用いて、確実に循環水Ｆ１０を気化させるための構成、および制御動作の詳細について説明する。
　ここで、本願の燃料電池システム１００では、アノード１ａから排出されたアノード排ガスＦ０６を気化器４に通し、アノード排ガスＦ０６との温度差を駆動力として、循環水Ｆ１０に熱エネルギを与え、水蒸気Ｆ１１にする気化器４の熱源として利用する。気化器４で、循環水Ｆ１０に熱エネルギを与えて温度が低下したアノード排ガスＦ０６は、熱回収冷却器１０において、さらに熱回収系統を流通する媒体（冷媒Ｆ１４）に熱エネルギを与えて、露点以下の所定温度まで温度を下げて水分離器５に導入される。
　この所定の温度を実現するため、図示しない温度センサを用いて冷媒Ｆ１４の流量を制御する。水分離器５では、所定の温度に対する飽和蒸気圧により、アノード排ガスＦ０６に含まれる水分が液化して水滴として分離され、下部に貯留される。貯留された水は、燃料ガスＦ０２として必要となる流量に応じて、水ポンプ８から水処理装置１４を経由して気化器４に循環水Ｆ１０として供給される。一方、水分離器５で所定の水分が除かれたアノード回収ガスＦ０７は、アノード回収ガス系統２０７を流通して回収分岐部２２１に供給される。アノード回収ガスＦ０７は、回収分岐部２２１で、リサイクル燃焼ガスＦ０８とアノード循環ガスＦ０９に分流され、リサイクル燃焼ガスＦ０８はリサイクル燃焼ガス系統２０８を通過して、燃焼器３に供給される。
　燃焼器３では、リサイクル燃焼ガスＦ０８と、カソード１ｃから排出されカソード排ガス系統２０４を流通してきたカソード排ガスＦ０４が燃焼する。燃焼したガスは、改質器２における改質反応に必要な熱エネルギを与え、例えば改質反応温度を６００℃にする。さらに、酸化剤熱交換器７で、酸化剤Ｆ０３に熱エネルギを与え、燃料電池スタック１のカソード１ｃが運転できる温度まで、例えば、外気２５℃から５５０℃まで上昇させる。燃焼したガスは、改質器２および酸化剤熱交換器７に熱エネルギを与えた後、燃焼排ガスＦ１５として燃焼排ガス系統２１５から排出される。
　アノード循環ガスＦ０９は、アノード循環ガス系統２０９を流通して循環器９に供給される。循環器９は、例えば、水蒸気Ｆ１１を駆動流体とするエジェクタであって、水蒸気Ｆ１１がエジェクタ内部に設けたノズルから噴出され、噴出された水蒸気Ｆ１１の有する運動量を原料Ｆ０１とアノード循環ガスＦ０９に与えることで、これらを吸引させる。
　上述した動作の成否について、燃料電池スタック１の出力当りのエンタルピ（以降、出力エンタルピと呼称）に基づいて検討する。燃料電池システム１００の一例として、都市ガスを原料とする固体酸化物形燃料電池を、燃料利用率７５％、セル電圧０．８４Ｖ、電流２４Ａで動作させるとする。この条件では、アノード出口におけるアノード排ガスＦ０６の出力エンタルピは－３０８１Ｊ／ｓ・ｋＷとなる。循環水Ｆ１０を水蒸気Ｆ１１にするのに必要な気化熱は、２４７Ｊ／ｓ・ｋＷと見積もれることから、気化器４で熱エネルギを与えた後のアノード排ガスＦ０６は、熱収支計算により１５０℃を超えることになる。つまり、アノード排ガスＦ０６との熱交換で、気化器４での水蒸気Ｆ１１の発生（蒸発）に必要な熱エネルギを賄うことが可能である。
　ここで、熱エネルギのバランスの成立例は、燃料電池スタック１の運転条件である燃料利用率が、一般的な７５％である場合を示した。しかし、高い燃料利用率で運転する場合、燃料電池スタック１から排出されるアノード排ガスＦ０６が有する熱エネルギが少なくなり、必要な蒸発熱が得られなくなる可能性がある。例えば、燃料利用率が８０％になると、気化器４から排出されたアノード排ガスＦ０６の温度は１００℃となり、さらに燃料利用率が８３％になると、気化器４から排出されたアノード排ガスＦ０６の温度は６０℃になると考えられる。
　したがって、８０％以上の燃料利用率で運転する場合は、水蒸気生成に必要な熱エネルギが不足することが想定され、８０％以上の燃料利用率で運転する場合は、気化器４に導入する循環水Ｆ１０を、追加加熱することが望ましい。そこで、例えば、制御部９０に対して、燃料利用率に応じて動作モードを変更するような動作制御を行わせることが考えられる。
　具体的には、図２に示すように、燃料電池スタック１に流入する改質ガスＦ０５の流量と、燃料電池スタックから出力される直流電流等の燃料電池動作データを定期的に読み込む（ステップＳ１０）。読み込んだデータから燃料利用率を算出し（ステップＳ２０）、算出した燃料利用率Ｕｆが、閾値Ｔｈ以内であるか否かを判定する（ステップＳ３０）。
　燃料利用率Ｕｆが閾値Ｔｈ以内であれば（ステップＳ３０で「Ｙｅｓ」）、アノード排ガスＦ０６が有する熱エネルギのみで気化させる通常の熱交換モードを維持する（ステップＳ４０）。一方、燃料利用率Ｕｆが閾値Ｔｈを超えていれば（ステップＳ３０で「Ｎｏ」）、熱交換のみでは熱量が不足すると判断し、追加加熱モードに変更する（ステップＳ５０）。追加加熱モードでは、後述する補助燃焼器４ａ等により熱を加えてもよく、あるいは別途設けた加熱器を用いて加熱するようにしてもよい。いずれの場合でも、例えば、水蒸気Ｆ１１の流量不足、あるいは気化器４の温度低下を検知してから対処する場合と比べて、迅速に熱量不足に対する対策を実行できるので、安定した運転を実現することが可能となる。
　なお、本実施の形態１および以降に実施の形態にかかる燃料電池システム１００において、制御部９０を、例えば、ハードウェア９００と表記すると、一例として、図３に示すように、ハードウェア９００は、プロセッサ９０１と記憶装置９０２から構成される。記憶装置９０２は、図示しないランダムアクセスメモリ等の揮発性記憶装置と、フラッシュメモリ等の不揮発性の補助記憶装置とを具備する。また、フラッシュメモリの代わりにハードディスクの補助記憶装置を具備してもよい。プロセッサ９０１は、記憶装置９０２から入力されたプログラムを実行する。この場合、補助記憶装置から揮発性記憶装置を介してプロセッサ９０１にプログラムが入力される。また、プロセッサ９０１は、演算結果等のデータを記憶装置９０２の揮発性記憶装置に出力してもよいし、揮発性記憶装置を介して補助記憶装置にデータを保存してもよい。
　水分離器５での露点以下の所定の温度は、例えば約６０℃とする。この場合、飽和蒸気圧は約０．０２５ＭＰａとなる。これにより、アノード排ガスＦ０６に含まれる水蒸気の体積モル分率が約６０％であったものが、水が凝縮されて、流量が半減するとともに、水蒸気の体積モル分率は約２０％に低減してアノード回収ガスＦ０７になる。さらに、回収分岐部２２１で、アノード回収ガスＦ０７は、リサイクル燃焼ガスＦ０８とアノード循環ガスＦ０９に概ね同程度の流量で分配される。
　したがって、アノード循環ガスＦ０９の流量は、アノード排ガスＦ０６の流量の約１／４になる。また、アノード循環ガスＦ０９が含有する水蒸気流量は、アノード排ガスＦ０６に含有する水蒸気流量の８％程度になる。改質器２または燃料電池スタック１に必要な水蒸気流量に対して、アノード排ガスＦ０６に含有する水蒸気流量が１５％程度しかないことから、残りは気化器４で、循環水Ｆ１０から気化させて、約０．５ＭＰａの水蒸気Ｆ１１にする。
　本開示によれば、アノード排ガス系統２０６では、熱回収冷却器１０までは、凝縮による相変化がないことから、燃料電池スタック１を通過するガス流量の脈動が少なく、燃料電池スタック１からの出力が安定化される。また、水蒸気Ｆ１１を発生させるのに余分なエネルギを用いることがないことから、高効率で出力が安定した燃料電池システム１００が実現できる。その際、本例で用いた固体酸化物形燃料電池以外に、６００℃以上で運転される溶融炭酸塩型燃料電池でも容易に実現できる。さらには、上述した燃料電池よりも動作温度は低いが、リン酸形燃料電池においても、動作圧力における水の沸点よりも高い２００℃前後で運転するため、水蒸気Ｆ１１の発生に用いることができる。また、水蒸気Ｆ１１の発生に要する全熱量には至らずとも、少なくとも循環水Ｆ１０の余熱に用いることは可能である。
　燃料電池システム１００において、水蒸気Ｆ１１は、改質器２に供給され、さらに燃料電池スタック１のアノード１ａに供給されて、電気化学反応後にアノード１ａから排出される。カソード１ｃのガス条件等に影響されず、アノード１ａを流通するガス（アノード排ガスＦ０６）からの熱エネルギを利用することによって水蒸気を生成することは、燃料電池スタック１の運転状態に応じた燃料電池システム１００の制御が実現できる。
　具体的には、燃料電池システム１００が、負荷に応じて部分負荷運転にする場合、燃料電池スタック１の動作温度は概ね一定のまま保持し、ガス流量は、負荷（電流）に応じて増減させる。つまり、原料と共に供給する水蒸気量とアノード排ガス流量は概ね比例関係となる。さらに、アノード出口の下流側に他の機器を設けることなく気化器４を配置することで、気化に必要な熱エネルギを燃料電池スタック１の運転状態に応じてアノード排ガスＦ０６から得ることが可能になり、システムの制御性が単純にできる。
　さらに、水蒸気Ｆ１１に対するアノード循環ガスＦ０９の流量比率を小さくすることができ、循環器９には、水蒸気Ｆ１１を駆動流体としたエジェクタを適用することができる。エジェクタは、駆動流体が有する運動量を利用して、他の流体を吸引させるものである。したがって、動力が不要であることから、システムの補機動力が削減でき、さらに、メンテナンスもほぼフリーとなることから、高効率で信頼性の高い燃料電池システム１００が実現できる。
　そして、水蒸気Ｆ１１が有する運動量で、アノード循環ガスＦ０９のみならず、原料Ｆ０１も吸引可能である。したがって、原料を昇圧するブロワ等の補機が不要となり、さらに高効率で信頼性の高い燃料電池システムが実現できる。また、例えば、アノード排ガスＦ０６の流量は、燃焼排ガスＦ１５と比較すると、約１／４となり、気化器４を流通するガス流量が少ないことから、気化器４のコンパクト化が可能になり、放熱量の低減による効率向上、ならびにコスト削減が図れる。
変形例．
　本変形例では、気化器での熱量不足を補うための補助燃焼器を設けた例について説明する。図４は、変形例にかかる燃料電池システムの構成について説明するための模式的なフロー図である。補助燃焼器を設けた気化器の構成以外については、上述した例と同様であり、同様部分の説明は省略する。
　変形例にかかる燃料電池システム１００は、図４に示すように気化器４には、熱的に一体化された補助燃焼器４ａを設けるようにした。補助燃焼器４ａとしては、例えば、バーナ、触媒燃焼器が適用できる。これにより、図２で説明した燃料利用率が所定より高くなり、追加加熱が必要になった場合（ステップＳ５０）、補助燃焼器で発生した熱により、必要な水蒸気量を確保することができるようになる。
　さらに、燃料電池システム１００を起動時は、例えば、水分離器５の水量が所定量より不足していて外部から補給する、といった定常運転時とは異なる動作が行われることがある。そのため、燃料利用率に関わらず補助燃焼器４ａを利用することで、スムーズな起動が実施できるようになる場合がある。
　具体的には、空気ブロワ１８からの酸化剤Ｆ０３が燃料電池スタック１のカソード１ｃを経由して燃焼器３に供給されるとともに、原料が図示しない系統を経て燃焼器３に供給され、酸化剤Ｆ０３と燃焼される。燃焼ガスは、改質器２と酸化剤熱交換器７に熱エネルギを与えて、燃焼排ガス系統２１５から燃焼排ガスＦ１５として排出される。酸化剤熱交換器７では、酸化剤Ｆ０３が昇温され、昇温された酸化剤Ｆ０３が燃料電池スタック１に熱を与え、燃料電池スタック１を昇温する。
　昇温過程で、改質器２の改質反応が生じる温度条件が成立し、燃料電池スタック１のアノード１ａを還元雰囲気にするタイミングで、水蒸気系統２１１から水蒸気Ｆ１１を、そして原料系統２０１から原料Ｆ０１を供給する。このとき、気化器４では、水を気化するための熱エネルギが得られないため、補助燃焼器４ａを使って熱エネルギを気化器４に与え、水蒸気を生成させる。そして、アノード排ガスＦ０６から所定の熱エネルギが得られるようになったタイミングで、補助燃焼器４ａによる加熱を停止し、循環水Ｆ１０を気化させるためのエネルギ源を補助燃焼器４ａからアノード排ガスＦ０６に切り替える。
　なお、上記例では、補助燃焼器４ａの昇温時の動作についての一例を示したが、燃料電池システム１００の降温時等、他の条件においても、気化器４での水蒸気発生に対して熱エネルギが不足する場合は、補助燃焼器４ａを間欠的もしくは連続的に動作させても良い。
　本開示によれば、気化器４が必要な熱エネルギが、アノード排ガスＦ０６のみでは一時的に不足する運転条件でも、安定な水蒸気Ｆ１１を発生させることができ、高効率な燃料電池システム１００をより安定に動作させることが可能になる。
実施の形態２．
　上記実施の形態１においては、水分離器で水滴を除去したアノード循環ガスをそのままの状態で循環器に向かわせる例について説明した。本実施の形態２においては、水滴除去後に予熱してから循環器に向かわせるようにした例について説明する。図５は、実施の形態２にかかる燃料電池システムの構成を示す模式的なフロー図である。なお、図については実施の形態１の変形例にかかる燃料電池システムの説明に用いた図４にアノード循環ガスの余熱に必要な構成を追加した形態で例示している。また、アノード循環ガスの余熱に関する構成以外については、実施の形態１と同様であり、制御動作等については実施の形態１で用いた図２、３を援用し、実施の形態１と同様な部分の説明は省略する。
　本実施の形態２にかかる燃料電池システム１００は、図５に示すように、アノード排ガス系統２０６における、気化器４と熱回収冷却器１０との間と、アノード循環ガス系統２０９における、回収分岐部２２１と循環器９との間に循環熱交換器１３を設けている。この構成により、気化器４から排出されたアノード排ガスＦ０６は、循環熱交換器１３を介して、アノード循環ガスＦ０９に熱エネルギを与える。これにより、アノード排ガスＦ０６は気化器４によって低下した温度よりもさらに低下し、逆に、アノード循環ガスＦ０９の温度を熱回収冷却器１０によって冷却された温度から上昇させることができる。
　本開示によれば、循環熱交換器１３を通じてアノード排ガスＦ０６から、水分離器５で飽和蒸気の状態になっているアノード循環ガスＦ０９に熱エネルギを与えることで、アノード循環ガスＦ０９の温度を露点より高くして相対湿度を下げる。その結果、循環熱交換器１３と循環器９との間を流通するアノード循環ガスＦ０９に含まれる水蒸気が、配管内で結露することを防止することできる。したがって、アノード循環ガスＦ０９の流量の安定化が図れるとともに、アノード循環ガスＦ０９中の水蒸気の流量精度がアップすることから、さらに高性能で出力が安定な燃料電池ステムが実現できる。
実施の形態３．
　上記実施の形態１、２においては、カソード排ガスについては、単純に燃焼器に供給する構成のみを例示した。本実施の形態３においては、カソード排ガスを役割に応じて分配できるように構成した例について説明する。図６は、実施の形態３にかかる燃料電池システムの構成を示す模式的なフロー図である。なお、図については実施の形態２にかかる燃料電池システムの説明に用いた図５に、カソード排ガスの分配に必要な構成を追加した形態で例示している。また、カソード排ガスの分配に関する構成以外については、実施の形態１、２と同様の形態が可能であり、制御動作等については実施の形態１で用いた図２、３を援用し、実施の形態１、２と同様な部分の説明は省略する。
　本実施の形態３にかかる燃料電池システム１００は、図６に示すように、カソード排ガスＦ０４が流通するカソード排ガス系統２０４に空気分岐部２２２を設けた。これにより、カソード排ガス系統２０４は、改質器２に接続される予熱支燃ガス系統２１２と、燃焼器３に接続される燃焼支燃ガス系統２１３に分岐する。つまり、カソード排ガスＦ０４は、改質器２に供給される予熱支燃ガスＦ１２として、燃焼器３に供給される燃焼支燃ガスＦ１３として、それぞれ分けて使用される。
　空気分岐部２２２で分岐された予熱支燃ガスＦ１２が有する熱エネルギは、改質器２の改質反応の一部、および酸化剤熱交換器７での酸化剤Ｆ０３の加熱の一部として使用される。一方、燃焼器３に供給された燃焼支燃ガスＦ１３は、リサイクル燃焼ガスＦ０８と燃焼させる。燃焼による熱エネルギは、改質器２の改質反応に必要な残りの熱エネルギと、酸化剤Ｆ０３の加熱に必要な残りの熱エネルギに使用し、予熱支燃ガスＦ１２と合わせて燃焼排ガス系統２１５から燃焼排ガスＦ１５として排出される。
　本開示によれば、燃料電池スタック１のカソード１ｃから排出されるカソード排ガスＦ０４を、燃焼器３での燃焼が安定な範囲になるように、空気分岐部２２２で分岐させることができるので、燃焼器３の燃焼性が安定化する。また、改質器２に授与する熱エネルギを有効に利用することができる。したがって、改質器２から排出される改質ガスＦ０５の組成が安定化し、また、改質器２の熱効率が向上することから、高性能で電気出力が安定な燃料電池ステムが実現できる。
　実施の形態４．
　上記実施の形態１～３においては、循環水については、単純に気化器に供給する構成のみを例示した。本実施の形態４においては、気化器に供給する前に、アノード排ガスからの熱を受け取れるように構成した例について説明する。図７は、実施の形態４にかかる燃料電池システムの構成を示す模式的なフロー図である。なお、図については実施の形態３にかかる燃料電池システムの説明に用いた図６に、循環水とアノード排ガスとの熱交換に必要な構成を追加した形態で例示している。また、循環水とアノード排ガスとの熱交換に関する構成以外については、実施の形態１～３と同様の形態が可能であり、制御動作等については実施の形態１で用いた図２、３を援用し、実施の形態１～３と同様な部分の説明は省略する。
　本実施の形態４にかかる燃料電池システム１００は、図７に示すように、循環水系統２１０を流通する循環水Ｆ１０と、アノード排ガス系統２０６を流通するアノード排ガスＦ０６との間で熱交換を行うための水熱交換器１１を設けるようにした。水熱交換器１１は、アノード排ガス系統２０６においては、循環熱交換器１３と熱回収冷却器１０との間に、循環水系統２１０においては、水ポンプ８と気化器４との間に設置した。
　循環熱交換器１３から排出されたアノード排ガスＦ０６は、水熱交換器１１を通じて、水ポンプ８から流通する循環水Ｆ１０に熱エネルギを与える。これにより、アノード排ガスＦ０６は温度が低下し、逆に循環水Ｆ１０は温度が上昇する。その際、水熱交換器１１をアノード排ガス系統２０６における循環熱交換器１３の上流ではなく、下流側に設置したので、アノード循環ガスＦ０９の温度をしっかりと昇温させることができる。
　本開示によれば、水熱交換器１１を通じてアノード排ガスＦ０６から、循環水Ｆ１０をあらかじめ加温することで、気化器４での水蒸気発生に必要な熱エネルギを燃料電池スタック１の出力当りで約１０％削減することができる。したがって、アノード排ガスＦ０６の有する熱エネルギの利用に対して余裕が高くなり、補助燃焼器４ａが必要となる運転範囲が狭くなることから、高性能な燃料電池システムが実現できる。なお、この構成は、循環熱交換器１３を設けていない実施の形態１または２に記載の燃料電池システム１００にも適用できることは言うまでもない。
変形例．
　本変形例では、熱回収交換器と水熱交換器を一体化した熱回収冷却器を用いた例について説明する。図８は、変形例にかかる燃料電池システムの構成について説明するための模式的なフロー図である。熱交換器の一体化以外については、上述した例と同様であり、同様部分の説明は省略する。
　本変形例にかかる燃料電池システム１００においては、図８に示すように、熱回収冷却器１０と水熱交換器１１を一体化した熱回収熱交換器１２を設けている。アノード排ガス系統２０６を流通するアノード排ガスＦ０６から、循環水系統２１０を流通する循環水Ｆ１０と、熱回収系統２１４を流通する冷媒Ｆ１４に対し、一体化した熱回収熱交換器１２を経由して熱エネルギを与える。
　本開示によれば、熱交換器の数量が削減されてコンパクト化が図れることから、低コストで放熱量の削減が図れ、より高性能な燃料電池システムが実現できる。
　実施の形態５．
　上記実施の形態１～４においては、アノード回収ガスからリサイクル燃焼ガスとアノード循環ガスへの分配の制御については触れていなかった。本実施の形態５においては、リサイクル燃焼ガスとアノード循環ガスへの分配を制御するよう構成した例について説明する。図９は、実施の形態５にかかる燃料電池システムの構成を示す模式的なフロー図である。なお、図については実施の形態４にかかる燃料電池システムの説明に用いた図７に、アノード回収ガスの分配制御に必要な構成を追加した形態で例示している。また、アノード回収ガスの分配制御に関する構成以外については、実施の形態１～４と同様の形態が可能であり、制御動作等については実施の形態１で用いた図２、３を援用し、実施の形態１～４と同様な部分の説明は省略する。
　本実施の形態５にかかる燃料電池システム１００は、図９に示すように、リサイクル燃焼ガスＦ０８とアノード循環ガスＦ０９の流量比率を調整するため、アノード循環ガス系統２０９に、循環ガス流量調節弁２１を設けた。さらに、回収分岐部２２１と燃焼器３の間に、リサイクル燃焼ガスＦ０８の流量を計測するための燃焼ガス流量計３１を、回収分岐部２２１と循環ガス流量調節弁２１の間にアノード循環ガスＦ０９の流量を計測するための循環ガス流量計３２を設けた。燃焼ガス流量計３１、および循環ガス流量計３２それぞれは、例えばオリフィスと差圧計の組合せで構成され、オリフィス部分で生じた差圧に応じた電気信号を、流量を示す信号として制御部９０に出力する。
　制御部９０には、運転状態に応じたリサイクル燃焼ガスＦ０８とアノード循環ガスＦ０９の目標流量分配比率のデータが保持されている。そこで、制御部９０は、燃焼ガス流量計３１と循環ガス流量計３２それぞれから出力された差圧信号から、流量分配比率を算出し、その際の運転状態に応じた適切な分配比率となるよう、循環ガス流量調節弁２１を制御する。例えば、燃料電池スタック１の発電負荷が低いと、改質器２の放熱量が相対的に増大し、改質器２に必要な熱エネルギが不足する。そこで、発電負荷に応じた目標流量分配比率を選定して循環ガス流量調節弁２１を閉める方向に動作させ、リサイクル燃焼ガスＦ０８の流量を増大させる。あるいは、データを保持していなくても、改質器２の温度低下など、改質器２に必要な熱エネルギの不足を検知したら、循環ガス流量調節弁２１を閉める方向に動作させ、リサイクル燃焼ガスＦ０８の流量を増大させるようにしてもよい。
　本開示によれば、循環ガス流量調節弁２１は、例えば、６０℃程度の環境で動作できることから、特別な高温仕様の流量調節弁は必要なく、標準仕様のものを使用できるので、容易に制御性に優れた信頼性の高い燃料電池システム１００が提供できる。また、同じ物性のガスの流量計測であるため、オリフィスを流れる際の差圧の比から、分配比率のみを求めるように構成した。
　そのため、アノード循環ガスＦ０９とリサイクル燃焼ガスＦ０８それぞれの流量の絶対値を計測する場合と比較して、ガス組成、温度等の変化に関わらず、簡素な計測器で分配比率を求めることができる。これによって、例えば、アノード回収ガスＦ０７の水分量が結露等によって変動しても、回収分岐部２２１でアノード循環ガスＦ０９とリサイクル燃焼ガスＦ０８を適切に分岐できることから、燃料電池システム１００の高効率化が図れる。
　なお、本開示では、循環ガス流量調節弁２１を、アノード循環ガス系統２０９における循環ガス流量計３２と循環熱交換器１３との間に設けた例を示したが、これに限定されるものではない。例えば、リサイクル燃焼ガス系統２０８における燃焼ガス流量計３１と燃焼器３の間に設けても同等の効果を奏することができる。
　実施の形態６．
　上記実施の形態１～５においては、アノードとカソード間の差圧を調整することについては記載しなかった。本実施の形態６においては、アノードとカソード間の圧力差を低減するためにアノード回収ガスの圧力を調整できるように構成した例について説明する。図１０は、実施の形態６にかかる燃料電池システムの構成を示す模式的なフロー図である。なお、図については実施の形態５にかかる燃料電池システムの説明に用いた図９に、アノード回収ガスの圧力調整に必要な構成を追加した形態で例示している。また、アノード回収ガスの圧力調整に関する構成以外については、実施の形態１～５と同様の形態が可能であり、制御動作等については実施の形態１で用いた図２、３を援用し、実施の形態１～５と同様な部分の説明は省略する。
　本実施の形態６にかかる燃料電池システム１００は、図１０に示すように、リサイクル燃焼ガス系統２０８の燃焼ガス流量計３１と燃焼器３との間に、アノード回収ガスＦ０７の圧力を低下させる均圧ブロワ１７を設けた。
　燃料電池スタック１のアノード排ガスＦ０６の一部であるリサイクル燃焼ガスＦ０８と、カソード排ガスＦ０４の一部である燃焼支燃ガスＦ１３とは燃焼された後、合流して燃焼排ガスＦ１５として排出される。アノード系統を流通するガスは、途中流量が大幅に減少するものの、系統中に気化器４、循環熱交換器１３、水熱交換器１１、熱回収冷却器１０、ならびに水分離器５があるため、カソード系統を流通するガスと比較して圧力損失が大きくなる。均圧ブロワ１７は、リサイクル燃焼ガスＦ０８を吸引することにより、アノード系統を流通するガスの静圧を低下させ、燃料電池スタック１のアノード１ａ内のガス圧をカソード１ｃ内のガス圧に近づけるように動作する。
　本開示によれば、均圧ブロワ１７は、例えば、６０℃程度の環境で動作できることから、特別な高温仕様のブロワが不要である。均圧ブロワ１７によって、アノード１ａとカソード１ｃの圧力差を低減することができるので、電解質１ｅを経由したガスリーク（クロスオーバ）の発生を抑制し、燃料電池スタック１の劣化が抑制され、高性能な燃料電池システム１００を提供できる。なお、均圧ブロワ１７は、アノード排ガスＦ０６の静圧をカソード排ガスＦ０４に近づくように下げることができれば、例えば、アノード回収ガス系統２０７内に設置してアノード回収ガスＦ０７を吸引するようにしてもよい。その場合でも、水分離器５より下流であれば、均圧ブロワ１７への結露の影響が低減され、圧を安定させることができる。
　実施の形態７．
　上記実施の形態１～６においては、水蒸気を駆動流体として、循環器を構成するエジェクタでアノード循環ガスを吸引する例を示したがこれに限ることはない。本実施の形態７においては、駆動流体の運動量が小さい場合においてもアノード循環ガスを原料と混合できるように構成した例について説明する。図１１は、実施の形態７にかかる燃料電池システムの構成を示す模式的なフロー図である。なお、図については実施の形態５にかかる燃料電池システムの説明に用いた図９の循環ガス流量調節弁を、アノード循環ガスを原料と混合するための循環ブロワに置き換えた形態で例示している。また、アノード循環ガスを原料ガスと混合するための構成以外については、実施の形態１～６と同様の形態が可能であり、制御動作等については実施の形態１で用いた図２、３を援用し、実施の形態１～６と同様な部分の説明は省略する。
　本実施の形態７にかかる燃料電池システム１００は、図１１に示すように、アノード循環ガス系統２０９の回収分岐部２２１と循環熱交換器１３の間に循環ブロワ１６を設けた。そして、アノード循環ガス系統２０９を、循環器９ではなく、燃料ガス系統２０２における、循環器９の上流に設けた混合部２２３に接続するようにした。そのため、循環器９では、水蒸気Ｆ１１と原料Ｆ０１が合流し、循環器９の下流に設けた混合部２２３でアノード循環ガスＦ０９と合流するようになる。
　上記各実施の形態１～６とは異なり、実施の形態７における循環器９では、水蒸気Ｆ１１を駆動流体として、原料Ｆ０１のみを吸引させる。そして、循環器９の下流側に設けた混合部２２３で、循環ブロワ１６で昇圧されたアノード循環ガス系統２０９を流通してきたアノード循環ガスＦ０９を合流させ、改質器２に供給させる。なお、アノード循環ガスＦ０９は、循環ブロワ１６の下流に設けられた循環熱交換器１３でアノード排ガスＦ０６からの熱エネルギで加熱された状態で混合部２２３に供給される。
　このような構成は、燃料電池システム１００のうち、例えば、水蒸気Ｆ１１の絶対流量が少ない燃料電池システム１００に好適に適用される。水蒸気Ｆ１１の絶対流量が少ないと、エジェクタの駆動流体となる水蒸気Ｆ１１の有する運動量が少なくなるため、循環器９では原料Ｆ０１のみを吸引させる。一方、アノード循環ガスＦ０９は、循環ブロワ１６を用いて昇圧させる。
　本開示によれば、循環ブロワ１６は、例えば、６０℃程度の環境で動作できることから、特別な高温仕様のブロワを採用する必要がない。さらに、アノード排ガスＦ０６の流量と比較して、アノード循環ガスＦ０９のガス流量は少ないことから、循環ブロワ１６は小型化でき、消費電力も少なくすることが可能となる。したがって、循環ブロワ１６の補機動力は必要となるものの、消費電力の上昇を極力抑制でき、効率の高い燃料電池システムが実現できる。
　なお、本開示では、アノード循環ガスＦ０９と原料Ｆ０１のうち、原料Ｆ０１を循環器９で吸引する例を示したが、これに限ることはない。例えば、原料Ｆ０１が都市ガスの場合、一般的に２ｋＰａ程度の圧力で供給されるので、原料系統２０１を混合部２２３に接続し、アノード循環ガス系統２０９を循環ブロワ１６なしで循環器９に接続するようにしてもよい。つまり、アノード循環ガスＦ０９と原料Ｆ０１のうち、アノード循環ガスＦ０９を循環器９で吸引するようにしてもよい。この場合、補機および補機動力の追加なしに、水蒸気Ｆ１１の絶対流量が少ない燃料電池システム１００に好適に適用できる。
　実施の形態８．
　上記実施の形態３～７においては、カソード排ガスを予熱支燃ガスと燃焼支燃ガスに分配する際の制御については触れなかった。本実施の形態８においては、予熱支燃ガスと燃焼支燃ガスへの分配を制御するよう構成した例について説明する。図１２は、実施の形態８にかかる燃料電池システムの構成を示す模式的なフロー図である。なお、図については実施の形態５にかかる燃料電池システムの説明に用いた図９に、カソード排ガスの分配制御に必要な構成を追加した形態で例示している。また、カソード排ガスの分配制御に関する構成以外については、実施の形態１～７と同様の形態が可能であり、制御動作等については実施の形態１で用いた図２、３を援用し、実施の形態１～７と同様な部分の説明は省略する。
　本実施の形態８にかかる燃料電池システム１００は、図１２に示すように、予熱支燃ガスＦ１２と燃焼支燃ガスＦ１３の流量比率を調整するため、予熱支燃ガス系統２１２における空気分岐部２２２と改質器２との間に、支燃ガス流量調節弁２２を設けた。さらに、空気分岐部２２２と燃焼器３の間に、燃焼支燃ガスＦ１３の流量を計測するための燃焼支燃ガス流量計３３を、空気分岐部２２２と支燃ガス流量調節弁２２の間に予熱支燃ガスＦ１２の流量を計測するための予熱支燃ガス流量計３４を設けた。燃焼支燃ガス流量計３３、および予熱支燃ガス流量計３４それぞれは、例えばオリフィスと差圧計の組合せで構成され、オリフィス部分で生じた差圧に応じた電気信号を、流量を示す信号として制御部９０に出力する。
　制御部９０には、予熱支燃ガスＦ１２と燃焼支燃ガスＦ１３の目標流量分配比率のデータが保持されている。そこで、制御部９０は、燃焼支燃ガス流量計３３と予熱支燃ガス流量計３４それぞれから出力された差圧信号から、流量分配比率を算出し、その際の運転状態に応じた適切な分配比率となるよう、支燃ガス流量調節弁２２を制御する。なお、予熱支燃ガスＦ１２と燃焼支燃ガスＦ１３の目標流量分配比率については、運転状態によらない一定値にしてもよい。そのため、支燃ガス流量調節弁２２は、燃焼支燃ガス流量計３３と予熱支燃ガス流量計３４それぞれから得られた信号から、流量分配比率を算出し、所定の流量分配となるように自己制御するようにしても良い。
　本開示によれば、同じ物性のガスの流量計測であるため、オリフィスを流れる際の差圧の比から、分配比率のみを求めるように構成した。そのため、予熱支燃ガスＦ１２と燃焼支燃ガスＦ１３それぞれの流量の絶対値を計測する場合と比較して、ガス組成、温度等の変化に関わらず、簡素な計測器で分配比率を求めることができる。
　一方、支燃ガス流量調節弁２２には高温仕様の弁を採用する必要があるが、燃焼支燃ガスＦ１３の流量を制御することで、燃焼器３における可燃性ガスと支燃性ガスの比率を調整できる。これにより、火炎温度を変化させることができ、改質器２の温度制御が容易になる。したがって、安定な水素生成が行われ、燃料電池スタック１の出力が安定化して、信頼性の高い燃料電池システム１００を提供できる。
　なお、本開示では、支燃ガス流量調節弁２２を、予熱支燃ガス系統２１２に設けた例を示したが、これに限定されるものではなく、燃焼支燃ガス系統２１３に設けても、同等の効果を有する。
　上記各実施の形態１～８において、熱回収系統２１４を流通する媒体は、代表的なものは水のような冷媒Ｆ１４であるが、何もこれに限定されるものではなく、熱エネルギを受け取れるものであれば、その他の冷媒、あるいは蓄熱材料であってもよい。また、水処理装置１４は、例えばイオン交換樹脂などが挙げられるが、透過膜を利用したものでもよく、必要な仕様に応じて、フィルタだけでも、また、必要性がなければ、設置しなくてもよい。
　さらには、水分離器５での凝縮温度は代表例として約６０℃での例を示したが、これに限定されるものではなく、時間当たりの凝縮水量が循環水Ｆ１０の流量以上になるように設定することが望ましい。その場合、燃料電池システム１００の起動後に、システム外部からの水の補給が不要になり、システムの水自立が可能となり、システム運転コストの削減が図れる。
　なお、本願は、様々な例示的な実施の形態および実施例が記載されているが、１つ、または複数の実施の形態に記載された様々な特徴、態様、および機能は特定の実施の形態で開示された構成の適用に限られるのではなく、単独で、または様々な組合せで実施の形態に適用可能である。したがって、例示されていない無数の変形例が、本願明細書に開示される技術の範囲内において想定される。例えば、少なくとも１つの構成要素を変形する場合、追加する場合または省略する場合、さらには、少なくとも１つの構成要素（例えば、実施の形態どうしの差分）を抽出し、他の実施の形態で開示された構成要素と組み合わせる場合が含まれるものとする。
　以上のように、各実施の形態にかかる燃料電池システム１００によれば、炭化水素を水分と反応させて水素を含む改質ガスＦ０５を生成する改質器２、アノード１ａとカソード１ｃに隔てられた改質ガスＦ０５と酸化剤Ｆ０３の電気化学反応によって電気エネルギを発生させる燃料電池スタック１、水分として用いる水蒸気Ｆ１１を駆動流体として、炭化水素を含む原料Ｆ０１と、アノード排ガスＦ０６から回収したリサイクルガス（アノード回収ガスＦ０７：厳密には、アノード回収ガスＦ０７から分配したアノード循環ガスＦ０９）とのいずれかを吸引して改質器２に供給するエジェクタ（循環器９）、および水を気化させて水蒸気Ｆ１１を発生させる気化器４、を備え、燃料電池スタック１の動作温度は、動作圧力における水の沸点よりも高く、気化器４は、アノード排ガスＦ０６との熱交換により、水蒸気Ｆ１１を発生させるように構成したので、アノード排ガスＦ０６の熱を用い水蒸気Ｆ１１を発生させるようにしたので、原料Ｆ０１が有するエネルギを有効利用して効率が高くなる。
　さらに、気化器４の加熱、または水蒸気Ｆ１１を追加するための加熱を行う補助燃焼器４ａ、および改質器２と燃料電池スタック１の運転状態に応じて、補助燃焼器４ａの起動と停止のタイミングを調整する制御部９０、を備えるようにすれば、起動時、停止時、あるいは燃料利用率等の運転条件によって気化器４での水蒸気Ｆ１１の発生が不十分な際にも、最小限のエネルギで、適量の水蒸気Ｆ１１を確保することが可能となる。
　また、気化器４で吸熱されたアノード排ガスＦ０６をさらに露点以下の温度に冷却する冷却器（熱回収冷却器１０、または熱回収熱交換器１２）、露点以下に冷却されたアノード排ガスＦ０６から水滴を除去し、リサイクルガス（アノード回収ガスＦ０７）として回収する水分離器５、および冷却器による冷却前のアノード排ガスＦ０６との熱交換により、リサイクルガス（アノード回収ガスＦ０７：厳密には、アノード回収ガスＦ０７から分配したアノード循環ガスＦ０９）を加熱する熱交換器（循環熱交換器１３）を備えるように構成すれば、アノード排ガスＦ０６の余熱を有効利用して、アノード循環ガスＦ０９が改質器２に供給されるまでの結露を防止することができる。
　その際、アノード排ガスＦ０６の流通経路（アノード排ガス系統２０６）における熱交換器（循環熱交換器１３）の下流に設置され、冷却器（熱回収冷却器１０）による冷却前のアノード排ガスＦ０６との熱交換により、気化器４に供給する水（循環水Ｆ１０）を加熱する水熱交換器１１を備えるように構成すれば、気化器４で必要な熱量を低減し、補助燃焼器４ａの使用、あるいは追加加熱を必要とする運転条件の範囲が狭くなり、より、効率的な運転が行える。
　リサイクルガス（アノード回収ガスＦ０７：厳密には、アノード回収ガスＦ０７から分配したアノード循環ガスＦ０９）を改質器２への供給と改質器２を加熱するための燃焼器３への供給とに分けるガス分配系統（回収分岐部２２１、リサイクル燃焼ガス系統２０８、アノード循環ガス系統２０９）、改質器２への供給流量と燃焼器３への供給流量を設定された比率に調節する流量調節器（例えば、燃焼ガス流量計３１、循環ガス流量計３２、循環ガス流量調節弁２１）、および燃料電池スタック１の運転状態に応じて、比率を設定する制御部９０、を備えるように構成すれば、分配比率を適正化して、吸熱反応を伴う改質器２を安定して動作させることができる。
　リサイクルガス（アノード回収ガスＦ０７）を吸引して、アノード排ガスＦ０６の静圧を低下させる均圧ブロワ１７、を備えるように構成すれば、気化器４等を通過させる際の圧損が高い場合でも、アノード排ガスＦ０６の静圧をカソード排ガスＦ０４の静圧に近づけて均圧化できるので、燃料電池スタック１の劣化を抑制し信頼性が高くなる。
　リサイクルガス（アノード回収ガスＦ０７：厳密には、アノード回収ガスＦ０７から分配したアノード循環ガスＦ０９）を昇圧させるブロワ（循環ブロワ１６）、およびエジェクタ（循環器９）と改質器２との間に設けられ、原料Ｆ０１を吸引したガスにリサイクルガス（同、アノード循環ガスＦ０９）を混合させる混合部２２３を備えるように構成したので、水蒸気Ｆ１１の絶対流量が少ない系統においても、安定して高効率な運転が可能となる。
　１：燃料電池スタック、　１ａ：アノード、　１ｃ：カソード、　１ｅ：電解質、　２：改質器、　３：燃焼器、　４：気化器、　４ａ：補助燃焼器、　５：水分離器、　７：酸化剤熱交換器、　８：水ポンプ、　９：循環器（エジェクタ）、　１０：熱回収冷却器、　１１：水熱交換器、　１２：熱回収熱交換器、　１３：循環熱交換器、　１４：水処理装置、　１６：循環ブロワ（ブロワ）、　１７：均圧ブロワ、　１８：空気ブロワ、　１９：原料前処理装置、　２１：循環ガス流量調節弁、　２２：支燃ガス流量調節弁、　３１：燃焼ガス流量計、　３２：循環ガス流量計、　３３：燃焼支燃ガス流量計、　３４：予熱支燃ガス流量計、　９０：制御部、　１００：燃料電池システム、　２０１：原料系統、　２０２：燃料ガス系統、　２０３：酸化剤系統、　２０４：カソード排ガス系統、　２０５：改質ガス系統、　２０６：アノード排ガス系統、　２０７：アノード回収ガス系統、　２０８：リサイクル燃焼ガス系統、　２０９：アノード循環ガス系統、　２１０：循環水系統、　２１１：水蒸気系統、　２１２：予熱支燃ガス系統、　２１３：燃焼支燃ガス系統、　２１４：熱回収系統、　２１５：燃焼排ガス系統、　２２１：回収分岐部、　２２２：空気分岐部、　２２３：混合部、　Ｆ０１：原料、　Ｆ０２：燃料ガス、　Ｆ０３：酸化剤、　Ｆ０４：カソード排ガス、　Ｆ０５：改質ガス、　Ｆ０６：アノード排ガス、　Ｆ０７：アノード回収ガス、　Ｆ０８：リサイクル燃焼ガス、　Ｆ０９：アノード循環ガス、　Ｆ１０：循環水、　Ｆ１１：水蒸気、　Ｆ１２：予熱支燃ガス、　Ｆ１３：燃焼支燃ガス、　Ｆ１４：冷媒、　Ｆ１５：燃焼排ガス。

Claims (7)

  1. 　炭化水素を水分と反応させて水素を含む改質ガスを生成する改質器、
    　アノードとカソードに隔てられた前記改質ガスと酸化剤の電気化学反応によって電気エネルギを発生させる燃料電池スタック、
    　前記水分として用いる水蒸気を駆動流体として、前記炭化水素を含む原料と、アノード排ガスから回収したリサイクルガスとのいずれかを吸引して前記改質器に供給するエジェクタ、および
    　水を気化させて前記水蒸気を発生させる気化器、を備え、
    　前記燃料電池スタックの動作温度は、動作圧力における水の沸点よりも高く、
    　前記気化器は、前記アノード排ガスとの熱交換により、前記水蒸気を発生させることを特徴とする燃料電池システム。
  2. 　前記気化器の加熱、または前記水蒸気を追加するための加熱を行う補助燃焼器、および、
    　前記改質器と前記燃料電池スタックの運転状態に応じて、前記補助燃焼器の起動と停止のタイミングを調整する制御部、
    　を備えたことを特徴とする請求項１に記載の燃料電池システム。
  3. 　前記気化器で吸熱された前記アノード排ガスをさらに露点以下の温度に冷却する冷却器、
    　前記露点以下に冷却された前記アノード排ガスから水滴を除去し、前記リサイクルガスとして回収する水分離器、および
    　前記冷却器による冷却前の前記アノード排ガスとの熱交換により、前記リサイクルガスを加熱する熱交換器を備えたことを特徴とする請求項１または２に記載の燃料電池システム。
  4. 　前記アノード排ガスの流通経路における前記熱交換器の下流に設置され、前記冷却器による冷却前の前記アノード排ガスとの熱交換により、前記気化器に供給する水を加熱する水熱交換器を備えたことを特徴とする請求項３に記載の燃料電池システム。
  5. 　前記リサイクルガスを前記改質器への供給と前記改質器を加熱するための燃焼器への供給とに分けるガス分配系統、
    　前記改質器への供給流量と前記燃焼器への供給流量を設定された比率に調節する流量調節器、および、
    　前記燃料電池スタックの運転状態に応じて前記比率を設定する制御部、
    　を備えたことを特徴とする請求項１から４のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
  6. 　前記リサイクルガスを吸引して、前記アノード排ガスの静圧を低下させる均圧ブロワ、を備えたことを特徴とする請求項１から５のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
  7. 　前記リサイクルガスを昇圧させるブロワ、および
    　前記エジェクタと前記改質器との間に設けられ、前記原料を吸引したガスに前記リサイクルガスを混合させる混合部、
    　を備えたことを特徴とする請求項１から６のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
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