(57)【要約】【課題】  高い発電効率を維持しつつ、低負荷運転時でも燃料電池にダメージを与えない燃料電池発電システムの運転方法及び燃料電池発電システムを提供する。【解決手段】  水素を主成分とする燃料４２を燃料極に導入し、酸化剤３２を酸化剤極に導入して発電を行う燃料電池６の低負荷運転継続時間が第１の所定時間Ｔ１に達した際に、発電での燃料４２の利用率を第１の所定時間Ｔ１より短い第２の所定時間Ｔ２だけ低下させる利用率低下工程とを備えるように構成されるので、低負荷運転時でも燃料電池にダメージを与えない燃料電池発電システムの運転方法及び燃料電池発電システムを提供することができる。また、利用率低下工程は、例えば、炭化水素系燃料供給量変動工程、改質温度変動工程、発電負荷変動工程からなる群より選択された少なくとも一つの工程である。【選択図】  図３
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
水素を主成分とする燃料を燃料極に導入し、酸化剤を酸化剤極に導入して発電を行う燃料電池の低負荷運転継続時間が第１の所定時間に達した際に、前記発電での前記燃料の利用率を第１の所定時間より短い第２の所定時間だけ低下させる利用率低下工程とを備える；
燃料電池発電システムの運転方法。
【請求項２】
炭化水素系燃料と、改質剤とを供給して前記炭化水素系燃料を水素を主成分とする前記燃料に改質する改質工程を備え；
前記利用率低下工程は、供給する前記炭化水素系燃料の供給量を変動させる炭化水素系燃料供給量変動工程、前記改質の温度を変動させる改質温度変動工程、前記燃料電池の発電負荷を変動させる発電負荷変動工程からなる群より選択された少なくとも一つの工程である；
請求項１に記載の燃料電池発電システムの運転方法。
【請求項３】
炭化水素系燃料と、改質剤とを供給して前記炭化水素系燃料を水素を主成分とする燃料に改質する燃料処理装置と；
前記燃料を燃料極に導入し、酸化剤を酸化剤極に導入して発電を行う燃料電池と；
前記発電での前記燃料の利用率を変動させる利用率変動手段と；
前記燃料電池の低負荷運転継続時間が第１の所定時間に達した際に、前記利用率変動手段を制御し、前記発電での前記燃料の利用率を第１の所定時間より短い第２の所定時間だけ低下させる制御部とを備える；
燃料電池発電システム。
【請求項４】
前記利用率変動手段は、前記燃料処理装置に供給する前記炭化水素系燃料の供給量を変動させる炭化水素系燃料供給量変動手段、前記燃料処理装置の前記改質の温度を変動させる改質温度変動手段、前記燃料電池の発電負荷を変動させる発電負荷変動手段からなる群より選択された少なくとも一つの手段である；
請求項３に記載の燃料電池発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は燃料電池の運転方法及び燃料電池発電システムに関し、特に低負荷運転時でも燃料電池にダメージを与えない燃料電池の運転方法及び燃料電池発電システムに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
従来から、例えば固体高分子型燃料電池は、作動温度が１００℃以下と低いため、起動時間を短くでき、さらに取り扱いも容易であるため、自動車用、家庭用（温熱併給、コージェネレーション）等幅広い需要が見込まれている。固体高分子型燃料電池は、固体高分子膜を挟んで担持された燃料極側に、水素、メタノール等の燃料を導入し、もう一方の酸化剤極側に、空気、酸素等の酸化剤ガスを導入することによって、固体高分子膜間に起電力を生じ、外部回路に電子を取り出すことによって発電を行い、その際に熱を発生する。燃料極−固体高分子膜−酸化剤極のセットをセルと呼び、セルを複数枚積層したものをスタックと呼ぶ。
【０００３】
固体高分子型燃料電池を含んで構成される固体高分子型燃料電池コージェネレーションシステムにおいては、燃料電池スタックから電力出力を取り出すと同時に、燃料電池スタックからの排熱を回収し、熱出力として利用する。当該コージェネレーションシステムは、電力出力と熱出力を合わせた総合熱効率が、例えば８０〜９０％（ＬＨＶ）程度であり、高い省エネルギー性を提供することができ、エネルギーコストを削減できるほか、ＣＯ２排出抑制等環境面に大きく貢献できる分散電源として期待されている。
【０００４】
一方、例えば、出力０．５〜２ｋＷ程度の小型の固体高分子型燃料電池コージェネレーションシステムは一般家庭を市場と想定しているが、一般家庭における電力需要は時間帯による差が大きい。また、現時点では系統への電力逆潮流は認められていない。そのため、例えば、家庭における電力需要の少ない時間帯においては燃料電池の定格出力でなく、部分負荷、低負荷（例えば、３０％〜５０％出力）で運転することが多い。
【０００５】
このような、燃料電池の部分負荷、低負荷運転では、例えば、燃料電池内を流れる流体（例えば燃料ガス、空気）流量が少ないため、低負荷運転が一定時間以上継続すると、燃料電池内で生成・蓄積する水分（液体）を排出できないことがあった。このとき、流体を供給する流路内に過剰に水が存在する領域があると液相の水が発生し、局所的なフラッディング（水分による流路閉塞）が起こり、その周辺部分の電極反応面積が減少し反応ガス（水素、酸素）不足となり、電池性能、セル電圧等が低下することがあった。
【０００６】
このフラッディングを防止するための対策として、例えば、セル電圧の低下を検出したときに、燃料利用率等を低くし、流体の圧力損失を上げて、結露した水を吹き飛ばし、流体に水を停滞させない方法があった。
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかしながら、例えば、空気極側のフラッディングによりセル電圧が低下する場合にはセル電圧の低下を検知して空気流量を増加、水分をセル外部へ排出する方法が有効だが、燃料極側のフラッディングによりセル電圧が低下した時点ではすでに酸化剤極電極触媒が恒久的なダメージを受けることがあった。
【０００８】
そこで本発明は、高い発電効率を維持しつつ、低負荷運転時でも燃料電池にダメージを与えない燃料電池発電システムの運転方法及び燃料電池発電システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
上記目的を達成するために、請求項１に係る発明による燃料電池発電システムの運転方法は、例えば図１、図３に示すように、水素を主成分とする燃料４２を燃料極に導入し、酸化剤３２を酸化剤極に導入して発電を行う燃料電池６の低負荷運転継続時間が第１の所定時間Ｔ１に達した際に、発電での燃料４２の利用率を第１の所定時間Ｔ１より短い第２の所定時間Ｔ２だけ低下させる利用率低下工程Ｓ１１４とを備えるように構成される。
【００１０】
このように構成すると、燃料電池の低負荷運転継続時間が第１の所定時間に達した際に、発電での燃料の利用率を第１の所定時間より短い第２の所定時間だけ低下させ、燃料電池内の燃料流量を増加し、結露した水を排出できるので、高い発電効率を維持しつつ、低負荷運転時でも燃料電池にダメージを与えない燃料電池発電システムの運転方法を提供することができる。
【００１１】
また請求項２に記載のように、請求項２に記載の燃料電池発電システムの運転方法では、例えば図１、図３、図５、図７に示すように、炭化水素系燃料４０と、改質剤４１とを供給して炭化水素系燃料４０を水素を主成分とする燃料４２に改質する改質工程（例えば、図３に示すＳ１００）を備え；利用率低下工程は、供給する炭化水素系燃料４０の供給量を変動させる炭化水素系燃料供給量変動工程（例えば、図３に示すＳ１１４）、改質の温度を変動させる改質温度変動工程（例えば、図５に示すＳ２１４）、燃料電池６の発電負荷を変動させる発電負荷変動工程（例えば、図７に示すＳ３１４）からなる群より選択された少なくとも一つの工程であるように構成してもよい。
【００１２】
このように構成すると、供給する炭化水素系燃料の供給量を変動させる、改質の温度を変動させる、あるいは燃料電池の発電負荷を変動させることで、発電での燃料の利用率を第１の所定時間より短い第２の所定時間だけ低下させることができ、燃料電池内の燃料流量を増加し、結露した水を排出できるので、高い発電効率を維持しつつ、低負荷運転時でも燃料電池にダメージを与えない燃料電池発電システムの運転方法を提供することができる。
【００１３】
上記目的を達成するために、請求項３に係る発明による燃料電池発電システムは、例えば図１に示すように、炭化水素系燃料４０と、改質剤４１とを供給して炭化水素系燃料４０を水素を主成分とする燃料４２に改質する燃料処理装置１と；燃料４２を燃料極に導入し、酸化剤３２を酸化剤極に導入して発電を行う燃料電池６と；発電での燃料４２の利用率を変動させる利用率変動手段（例えば図１に示す７又は２７又は２８）と；燃料電池６の低負荷運転継続時間が第１の所定時間Ｔ１（例えば、図２参照）に達した際に、利用率変動手段（例えば図１に示す７又は２７又は２８）を制御し、発電での燃料４２の利用率を第１の所定時間Ｔ１（例えば、図２参照）より短い第２の所定時間Ｔ２（例えば、図２参照）だけ低下させる制御部４とを備えるように構成される。
【００１４】
このように構成すると、制御部が、燃料電池の低負荷運転継続時間が第１の所定時間に達した際に、利用率変動手段を制御し、発電での燃料の利用率を第１の所定時間より短い第２の所定時間だけ低下させ、燃料電池内の燃料流量を増加し、結露した水を排出できるので、高い発電効率を維持しつつ、低負荷運転時でも燃料電池にダメージを与えない燃料電池発電システムを提供することができる。
【００１５】
また請求項４に記載のように、請求項３に記載の燃料電池発電システムでは、例えば図１に示すように、利用率変動手段は、燃料処理装置１に供給する炭化水素系燃料４０の供給量を変動させる炭化水素系燃料供給量変動手段２８、燃料処理装置１の改質の温度を変動させる改質温度変動手段２７、燃料電池６の発電負荷を変動させる発電負荷変動手段７からなる群より選択された少なくとも一つの手段であるように構成してもよい。
【００１６】
このように構成すると、燃料処理装置１に供給する炭化水素系燃料４０の供給量を変動させる、燃料処理装置１の改質の温度を変動させる、あるいは燃料電池６の発電負荷を変動させることで、燃料電池の低負荷運転継続時間が第１の所定時間に達した際に、発電での燃料の利用率を第１の所定時間より短い第２の所定時間だけ低下させ、燃料電池内の燃料流量を増加し、結露した水を排出できるので、高い発電効率を維持しつつ、低負荷運転時でも燃料電池にダメージを与えない燃料電池発電システムを提供することができる。
【発明の効果】
【００１７】
以上のように本発明によれば、水素を主成分とする燃料を燃料極に導入し、酸化剤を酸化剤極に導入して発電を行う燃料電池の低負荷運転継続時間が第１の所定時間に達した際に、発電での燃料の利用率を第１の所定時間より短い第２の所定時間だけ低下させる利用率低下工程とを備えるように構成されるので、高い発電効率を維持しつつ、低負荷運転時でも燃料電池にダメージを与えない燃料電池発電システムの運転方法を提供することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１８】
以下、本発明の実施の形態を図示例と共に説明する。図１から図７は、発明を実施する形態の一例であって、図中、同一または類似の符号を付した部分は同一物または相当物を表わし、重複した説明は省略する。なお、以下の説明では、特に断りのない限り２つの機器等が「接続される」とは、直接接続されている場合、配管を介して接続される場合をともに含むものとして説明する。また、破線は、電気信号を表す。
【００１９】
図１は、本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システム１０１の概略構成を示すブロック図である。燃料電池発電システム１０１は、炭化水素系燃料としての改質用原料４０と改質剤としてのプロセス水４１とを供給して改質用原料４０を水素を主成分とする燃料としての改質ガス４２に改質する燃料処理装置１と、改質ガス４２を燃料極に導入し、酸化剤としてのスタック用空気３２を酸化剤極に導入して発電を行う燃料電池としての固体高分子型の燃料電池スタック６と、発電での改質ガス４２の利用率を変動させる利用率変動手段としての改質用原料流量制御弁２８と、燃料電池スタック６の低負荷運転継続時間が第１の所定時間としての低負荷時流量標準時間Ｔ１（図２参照）に達した際に、改質用原料流量制御弁２８を制御し、発電での改質ガス４２の利用率を低負荷時流量標準時間Ｔ１（図２参照）より短い第２の所定時間としての低負荷時流量増加時間Ｔ２（図２参照）だけ低下させる制御部４とを備える。
【００２０】
ここで、炭化水素系燃料としての改質用原料４０は、本実施の形態では、炭化水素系ガスであるメタンガスとするが、都市ガス、ＬＰＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ  ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ  Ｇａｓ）、消化ガス、メタノール、ＧＴＬ（Ｇａｓ  ｔｏ  Ｌｉｑｕｉｄ）や灯油等であってもよい。水素を主成分とする燃料としての改質ガス４２は、例えば、水素の成分がモル％で４０％以上、典型的には、約７０〜７５％程度のガスである。低負荷運転とは、典型的には、定格負荷運転に満たない負荷での運転（部分負荷運転）であって、定格負荷運転の３０％から５０％の負荷での運転のことをいう。また、発電での改質ガス４２の利用率（以下特に断りのない限り「燃料利用率」という。）とは、燃料電池スタック６に供給した燃料量のうち発電に利用された燃料量の割合のこといい、典型的には、次式（１）で定義される。
燃料利用率（％）＝実際に発電に使用した燃料量／供給した燃料量×１００・・・（１）
【００２１】
燃料処理装置１は、改質触媒（不図示）を有する改質部１８と、ＣＯ変成触媒（不図示）を有する変成部１９と、選択酸化触媒（不図示）を有する選択酸化部２０と、水蒸気発生部３６と、燃焼部１０とを有する。
【００２２】
さらに、燃料電池発電システム１０１は、脱硫器１７と、改質用原料ブロワ２と、プロセス水用ポンプ３と、回収水タンク５と、加湿水用ポンプ１３と、スタック空気用ブロワ１５と、加湿器１６と、第１熱交換部８と、第２熱交換部９と、第３熱交換部１４と、
スタック冷却水用ポンプ１２と、気水分離器１１とを備える
【００２３】
さらにまた、燃料電池発電システム１０１は、上述した各部を接続する配管、流路、すなわち、原料供給ライン１４０と、燃焼用原料供給ライン１３０と、選択酸化用空気供給ライン１３４と、プロセス水供給ライン１４１と、水蒸気供給ライン１４１ａと、スタック用空気供給ライン１３２と、改質ガス搬送ライン１４２と、燃料極オフガス搬送ライン１４３と、切替ライン１４２ａと、スタック冷却水循環ライン１６０と、燃焼排ガス排出ライン１５０と、酸化剤極オフガス排出ライン１３３と、加湿水供給ライン１４４と、温熱回収水循環ライン１６１と、ドレン水ライン１６４と、余剰水ライン１６５とを備える。
【００２４】
改質用原料ブロワ２は、改質用原料ブロワ２と改質部１８とを接続する原料供給ライン１４０を介して、改質用原料４０を改質部１８に供給する。原料供給ライン１４０上には、脱硫器１７と改質用原料流量制御弁２８とが設置されている。本実施の形態では、脱硫器１７の方が改質用原料流量制御弁２８よりも上流側に設置されている。
【００２５】
脱硫器１７は、改質用原料４０が改質部１８に供給される前に改質用原料４０の脱硫を行うように構成されており、脱硫した改質用原料４０が改質部１８に供給される。
【００２６】
改質用原料流量制御弁２８は、制御部４からの制御信号ｉ２８により、改質部１８に供給される改質用原料４０の流量を制御する二方弁である。改質用原料流量制御弁２８は、ソレノイドあるいはモータ駆動により作動するように構成されている。改質用原料流量制御弁２８が閉となった場合、改質用原料流量制御弁２８を通る流体の流れが遮断される。よって、この場合、改質部１８の流体が改質用原料流量制御弁２８を通って漏洩することはない。
【００２７】
改質用原料流量制御弁２８は、燃料処理装置１に供給する改質用原料４０の供給量を変動させる炭化水素系燃料供給量変動手段として機能し、改質用原料４０の供給量を増加させることで、後述する燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低下させる。
【００２８】
さらに、原料供給ライン１４０には、脱硫器１７と改質用原料流量制御弁２８との間に、原料供給ライン１４０を分岐させる燃焼用原料供給ライン１３０が接続されている。
【００２９】
燃焼用原料供給ライン１３０は、改質用原料４０の流れを分岐するように構成されている。燃焼用原料供給ライン１３０の原料供給ライン１に接続されている端部とは逆のもう一方の端部は、燃焼用原料流量制御弁２７を経て燃焼部１０に接続されている。燃焼用原料供給ライン１３０は、改質用原料４０を燃焼用原料３０として、改質部１８、変成部１９、選択酸化部２０等をバイパスして燃焼部１０に供給する。
【００３０】
燃焼用原料流量制御弁２７は、制御部４からの制御信号ｉ２７により、燃焼部１０に供給される燃焼用原料３０の流量を制御する二方弁である。燃焼用原料流量制御弁２７は、ソレノイドあるいはモータ駆動により作動する構成ように構成されている。燃焼用原料流量制御弁２７が閉となった場合、燃焼用原料流量制御弁２７を通る流体の流れが遮断される。よって、この場合、燃焼部１０の流体が燃焼用原料流量制御弁２７を通って漏洩することはない。なお、本実施の形態では、改質用原料４０、燃焼用原料３０は、気体である。
【００３１】
また、燃焼部１０には、さらに、燃焼部１０に燃焼で消費される酸素を含む空気である燃焼用空気３１を供給する燃焼用空気供給ライン１３１が接続されている。
【００３２】
燃焼用空気供給ライン１３１の燃焼部１０に接続されている端部とは逆のもう一方の端部は、例えば、燃焼用空気ブロワ（不図示）に接続されている。燃焼用空気供給ライン１３１は、燃焼用空気ブロワ（不図示）から供給される燃焼用空気３１を燃焼部１０に供給する。燃焼用空気３１は、燃焼部１０での燃焼用原料３０の燃焼、燃料処理装置で改質、生成される改質ガス４２であってガス中の一酸化炭素ガスが充分に減じられなかった改質ガス４２ａの燃焼、あるいは後述する燃料極オフガス４３の燃焼に利用される。
【００３３】
燃焼部１０は、燃焼用原料３０、燃料処理装置で改質、生成される改質ガス４２であってガス中の一酸化炭素ガスが充分に減じられずに後述する切替ライン１４２ａを経て供給される改質ガス４２ａ、あるいは後述する燃料電池スタック６の燃料極オフガス４３を、燃焼用空気３１と共に燃焼させて、改質部１８を加熱して改質部１８での改質反応に利用される熱を生成するように構成されている。
【００３４】
なお、典型的には、燃焼部１０で生成される熱は、効率的な反応が可能となるように燃料処理装置１の各部を適切な温度に維持するためにも利用される。
【００３５】
燃焼部１０は、典型的には、起動時に、燃焼用原料３０あるいは一酸化炭素ガスが充分に減じられなかった改質ガス４２ａを燃料として燃焼用空気３１と共に燃焼させるように構成されている。また、燃焼部１０は、典型的には、定格運転時に燃料極オフガス４３を燃料として燃焼用空気３１と共に燃焼させるように構成されている。
【００３６】
燃焼部１０で燃焼した後の排ガスである燃焼排ガス５０は、後述する燃焼排ガス排出ライン１５０等を介して系外に排出される。
【００３７】
改質部１８では、供給された改質用原料４０を改質して水素を主成分とする改質ガス４２にする改質反応が行われる。改質反応は、改質用原料４０が例えばメタンの場合は次式（２）で示される。
ＣＨ４＋Ｈ２Ｏ→ＣＯ＋３Ｈ２  ・・・（２）
【００３８】
改質部１８は、改質触媒（不図示）を含んで構成される。改質触媒（不図示）は、改質反応を促進するものであれば何でもよく、例えば触媒の種類としてＮｉ系改質触媒やＲｕ系改質触媒などが用いられる。改質部１８は、改質部１８の温度を検出する温度検出装置７５を有し、検出された温度は、温度信号ｉ７５として制御部４に送信される。
【００３９】
（２）式に示す改質反応は吸熱反応なので、反応温度が高いほど炭化水素の改質率が高く反応速度も速い。しかし、温度をあまり高くすると、改質触媒（不図示）が劣化したり、改質器材料の耐熱仕様に対する要求が厳しくなり、また、燃料処理装置１の放散熱増大などで熱効率が下がる傾向がある。この点から勘案して、改質部１８の温度は、好ましくは３００℃から８００℃、さらに好ましくは、６５０℃から７５０℃程度とするとよい。
【００４０】
変成部１９は、改質部１８に接続されており、改質部１８で生成された改質ガス４２中の一酸化炭素ガスを低減するするＣＯ変成反応が行われる。ＣＯ変成反応は、例えば、次式（３）で示される。
ＣＯ＋Ｈ２Ｏ→ＣＯ２＋Ｈ２  ・・・（３）
【００４１】
変成部１９は、ＣＯ変成触媒（不図示）を含んで構成される。ＣＯ変成触媒（不図示）は、ＣＯ変成反応を促進するものであれば何でもよく、例えばＦｅ−Ｃｒ系の高温変成触媒やＰｔ系の中高温ＣＯ変成触媒や、Ｃｕ−Ｚｎ系低温ＣＯ変成触媒やＰｔ系低温ＣＯ変成触媒などがある。
【００４２】
（３）式に示すＣＯ変成反応は発熱反応なので、反応温度を低くすれば、有利な点としてＣＯ変成反応後のＣＯ濃度が低くなる点があり、不利な点として反応速度が遅くなる点がある。この点から勘案して、ＣＯ変成反応時の変成部１９の温度は、好ましくは１８０℃から５００℃、さらに好ましくは２００℃から３５０℃程度とするとよい。
【００４３】
選択酸化部２０は、変成部１９に接続されており、ＣＯ変成反応が行われた改質ガス４２中に残存する一酸化炭素ガスの選択的酸化反応が行われる。選択的酸化反応は、例えば、次式（４）で示される。
ＣＯ＋（１／２）Ｏ２→ＣＯ２  ・・・（４）
【００４４】
選択酸化部２０は、選択的酸化触媒（不図示）を含んで構成される。選択酸化触媒は、選択酸化反応を促進するもの、すなわち、ＣＯに対する選択酸化性が高いものであれば何でもよく、例えばＰｔ系選択酸化触媒、Ｒｕ系選択酸化触媒やＰｔ−Ｒｕ系選択酸化触媒などがある。選択酸化部２０には、選択酸化用空気供給ライン１３４が接続されており、選択酸化用空気供給ライン１３４は、選択酸化用空気ブロワ（不図示）から供給される選択酸化用空気３４を選択酸化部２０に供給する。
【００４５】
（４）式に示す選択酸化反応時の選択酸化部２０の温度は、好ましくは８０℃から２５０℃、さらに好ましくは１２０℃から２００℃程度とするとよい。
【００４６】
プロセス水供給ライン１４１は、回収水タンク５と水蒸気発生部３６とを接続しており、プロセス水供給ライン１４１上には、回収水タンク５側から順にプロセス水用ポンプ３と二方弁３８とが設置されている。
【００４７】
プロセス水用ポンプ３は、プロセス水供給ライン１４１を介して、後述する回収水タンク５内の回収水をプロセス水４１として、水蒸気発生部３６に供給する。
【００４８】
二方弁３８は、制御部４からの開閉信号（不図示）により、開または閉に設定される。二方弁３８が開となった場合、プロセス水４１を水蒸気発生部３６へ供給することが可能となる。二方弁３８は、ソレノイドあるいはモータ駆動により作動する構成ように構成されている。二方弁３８が閉となった場合、二方弁３８を通る流体の流れが遮断される。よって、この場合、水蒸気発生部３６内の流体が二方弁３８を通って漏洩することはない。
【００４９】
水蒸気発生部３６では、燃焼部１０の燃焼熱、あるいは、変成部１９、選択酸化部２０の反応熱等ににより、プロセス水４１の蒸発が行われ、水蒸気４１ａが発生する。水蒸気発生部３６は、水蒸気供給ライン１４１ａを介して改質部１８に接続されている。
【００５０】
水蒸気供給ライン１４１ａは、水蒸気発生部３６で発生した水蒸気４１ａを改質部１８に供給する。水蒸気４１ａは、改質部１８で改質用原料４０の改質反応に利用される。
【００５１】
改質ガス搬送ライン１４２は、燃料処理装置１の選択酸化部２０と燃料電池スタック６の燃料極側を接続しており、選択酸化部２０から燃料極側に改質ガス４２を搬送する。改質ガス搬送ライン１４２上には、三方切替弁２１が設置されている。
【００５２】
三方切替弁２１には、切替ライン１４２ａの一端が接続され、切替ライン１４２ａの他端は、後述する燃料極オフガス搬送ライン１４３に接続されている。三方切替弁２１には、制御部４より三方切替弁２１を切り替えるための切替信号（不図示）が送られる。三方切替弁２１は、ソレノイドあるいはモータ駆動により作動する構成ように構成されている。
【００５３】
三方切替弁２１が、切替信号（不図示）によりａ側に設定されたときは、改質ガス４２は、選択酸化部２０より改質ガス搬送ライン１４２、三方切替弁２１、改質ガス搬送ライン１４２を通り燃料極側に搬送される。一方、切替信号（不図示）により三方切替弁２１がｂ側に設定されたときは、改質ガス４２は、選択酸化部２０より改質ガス搬送ライン１４２、三方切替弁２１、切替ライン１４２ａ、燃料極オフガス搬送ライン１４３を通り燃焼部１０に搬送される。
【００５４】
燃料電池スタック６は、燃料極と酸化剤極とを有し、固体高分子膜（不図示）とセパレータ（不図示）とが交互に重ねられた多重構造（以下特に断りのない限り、燃料極−固体高分子膜−酸化剤極のセットを「セル」といい、セルを複数枚積層したものを「スタック」という。）であり、燃料極側に改質ガス４２が供給され、酸化剤極側にスタック用空気３２が供給され、電気化学的反応により発電を行い、燃料極側から燃料極オフガス４３（利用し残した改質ガス）を燃料極オフガス搬送ライン１４３に、酸化剤極側から酸化剤極オフガス３３を酸化剤極オフガス排出ライン１３３に各々排出する。
【００５５】
燃料電池スタック６の燃料極、酸化剤極での電気化学的反応は、典型的には、各々次式（５）、（６）で示すことができる。
燃料極  ：      Ｈ２→２Ｈ＋＋２ｅ−  ・・・（５）
酸化剤極：      ２Ｈ＋＋２ｅ−  ＋（１／２）Ｏ２→Ｈ２Ｏ  ・・・（６）
【００５６】
（６）式に示したように、燃料電池スタック６稼動時は酸化剤極で水が生成する。また、この水の一部は酸化剤極から燃料極に逆拡散し、燃料極からも排出される。すなわち、燃料極オフガス４３、酸化剤極オフガス３３は、それぞれ水分を含む。
【００５７】
燃料極オフガス搬送ライン１４３は、燃料電池スタック６の燃料極側と燃焼部１０とを接続しており、燃料極から燃料極オフガス４３を燃焼部１０に供給する。燃料極オフガス４３は、上述したように、典型的には、定格運転時に燃焼部１０での燃焼利用される。また、燃料極オフガス搬送ライン１４３上には、二方弁２３が設置されている。
【００５８】
二方弁２３は、制御部４からの開閉信号（不図示）により開または閉に設定される。二方弁２３は、ソレノイドあるいはモータ駆動により作動する構成ように構成されている。二方弁２３が開となった場合、燃料極オフガス４３が、燃料極側から二方弁２３を通って燃焼部１０に流れることが可能になる。二方弁２３が閉となった場合、二方弁２３を通る流体の流れが遮断される。よって、この場合、流体が二方弁２３を通って燃料極側に流れ込むことはなく、燃料極側の流体が二方弁２３を通って漏洩することはない。
【００５９】
上述した三方切替弁２１がａ側に設定され、燃料電池スタック６の発電のために改質ガス４２が選択酸化部２０より燃料極側に供給されるときは、二方弁２３は開に設定され、燃料極オフガス４３が燃料極側から燃料極オフガス搬送ライン１４３を通って燃焼部１０に搬送されるのを可能にする。三方切替弁２１がｂ側に設定された場合、二方弁２３は閉に設定され、燃料極オフガス搬送ライン１４３に達した改質ガス４２が燃料極側に逆流することはない。
【００６０】
燃料電池スタック６の酸化剤極は、スタック用空気供給ライン１３２を介して、スタック空気用ブロワ１５に接続されている。
【００６１】
スタック空気用ブロワ１５は、スタック用空気供給ライン１３２を介して、酸化剤ガスとしてのスタック用空気３２を酸化剤極側に供給する。
【００６２】
スタック用空気供給ライン１３２上には、燃料電池スタック６の酸化剤極とスタック空気用ブロワ１５との間に加湿器１６が設置されている。
【００６３】
加湿器１６は、加湿水供給ライン１４４を介して、回収水タンク５に接続されている。加湿水供給ライン１４４上には、加湿水用ポンプ１３と後述する第３熱交換部１４が、回収水タンク５側から順に設置されている。
【００６４】
加湿器１６には、加湿水供給ライン１４４を介し、加湿水用ポンプ１３、後述する第３熱交換部１４を順に通過して加湿水４４が供給され、加湿器１６は供給された加湿水４４を用いてスタック用空気３２を加湿する。すなわち、回収水タンク５に貯留されている水が加湿水４４として用いられる。加湿器１６には、余剰水６５を送出する余剰水ライン１６５が接続されている。
【００６５】
余剰水ライン１６５は、加湿器１６の底部と回収水タンク５の天井部とを接続し、加湿器１６に供給された加湿水４４のうち加湿器１６で使用されなかった余剰水６５を加湿器１６から回収水タンク５に流し、余剰水６５は、回収水タンク５に回収水として回収される。
【００６６】
燃焼排ガス排出ライン１５０は、燃焼部１０に接続されており燃焼部１０で生じた燃焼排ガス５０を系外に排出する。前述した酸化剤極オフガス排出ライン１３３は、酸化剤極側で生じた酸化剤極オフガス３３を排出する。
【００６７】
酸化剤極オフガス排出ライン１３３は、燃焼排ガス排出ライン１５０に接続されており、酸化剤極オフガス排出ライン１３３を通った酸化剤極オフガス３３は、さらに燃焼排ガス排出ライン１５０を通って排出される。酸化剤極オフガス排出ライン１３３上には、逆止弁２５が設置されている。逆止弁２５は、酸化剤極オフガス３３が酸化剤極側から燃焼排ガス排出ライン１５０へ向けて流れることを許容し、酸化剤極オフガス３３、燃焼排ガス５０等の流体が酸化剤極側に向かって逆流するのを遮断する。
【００６８】
さらに、燃焼排ガス排出ライン１５０上には、酸化剤極オフガス排出ライン１３３の接続部分よりも下流側に、第３熱交換部１４、第１熱交換部８、気水分離器１１が、この順番で設置されている。
【００６９】
第３熱交換部１４には、燃焼排ガス排出ライン１５０と前述の加湿水供給ライン１４４とが接続され、燃焼排ガス５０、酸化剤極オフガス３３（高温側）と加湿水４４（低温側）との間で熱交換が行われる。当該熱交換により、燃焼排ガス５０、酸化剤極オフガス３３は冷却され温度が下降し、加湿水４４は加熱され温度が上昇する。
【００７０】
第１熱交換部８は、第３熱交換部１４の下流に配設される。第１熱交換部８には、燃焼排ガス排出ライン１５０と後述する温熱回収水循環ライン１６１とが接続され、燃焼排ガス５０、酸化剤極オフガス３３（高温側）と温熱回収水循環ライン１６１内を循環する温熱回収水６１（低温側）との間で熱交換が行われる。当該熱交換により、燃焼排ガス５０、酸化剤極オフガス３３は冷却され温度が下降し、温熱回収水６１は加熱され温度が上昇する。
【００７１】
気水分離器１１は、燃焼排ガス排出ライン１５０上で、第１熱交換部８の下流側に設置されている。気水分離器１１は、燃焼排ガス５０、酸化剤極オフガス３３と燃焼排ガス５０、酸化剤極オフガス３３中に含まれる凝縮した水とを分離する。気水分離器１１で水分が回収された残りの燃焼排ガス５０、酸化剤極オフガス３３は系外へ排気される。また、気水分離器１１の底部には、ドレン水ライン１６４が接続されている。
【００７２】
ドレン水ライン１６４は、気水分離器１１の底部と回収水タンク５の天井部とを接続し、気水分離器１１で回収された水であるドレン水６４を、気水分離器１１から回収水タンク５に流す。ドレン水６４は、前述の回収水として回収水タンク５に貯留される。
【００７３】
温熱回収水循環ライン１６１は、温熱回収水６１を第１熱交換部８、第２熱交換部９、貯湯槽９０、ポンプ（不図示）を接続し、温熱回収水６１を第１熱交換部８、第２熱交換部９、貯湯槽９０、ポンプ（不図示）を順に経て循環させる循環流路である。温熱回収水循環ライン１６１上には、第１熱交換部８の下流側、貯湯槽９０の上流側に、第２熱交換部９が配置されている。
【００７４】
貯湯槽９０は、温熱回収水循環ライン１６１を循環する温熱回収水６１を一時的に貯留する。ポンプ（不図示）は、温熱回収水循環ライン１６１内を昇圧し、温熱回収水６１を温熱回収水循環ライン１６１に循環させる。
【００７５】
第２熱交換部９には、次に説明するスタック冷却水循環ライン１６０と温熱回収水循環ライン１６１とが接続され、スタック冷却水６０（高温側）と温熱回収水６１（低温側）との間で熱交換が行われる。当該熱交換により、スタック冷却水６０は冷却され温度が下降し、温熱回収水６１は加熱され温度が上昇する。
【００７６】
スタック冷却水循環ライン１６０は、スタック冷却水用ポンプ１２、第２熱交換部９、燃料電池スタック６を接続し、スタック冷却水６０をスタック冷却水用ポンプ１２、第２熱交換部９、燃料電池スタック６を順に経て循環させる循環流路である。
【００７７】
スタック冷却水用ポンプ１２は、スタック冷却水６０を、スタック冷却水循環ライン１６０を通して循環させる。スタック冷却水６０は、スタック冷却水循環ライン１６０を循環して、燃料電池スタック６に導入されると、燃料電池スタック６の電気化学的反応により発生する熱を吸収して、燃料電池スタック６を冷却し、上述したように、第２熱交換部９で温熱回収水６１との間で熱交換が行われ、冷却され温度が下降する。
【００７８】
なお、貯湯槽９０には、温熱回収水６１を供給又は循環させることにより系外の熱需要に熱を供給する装置（不図示）が接続されている。例えば、貯湯槽９０に貯留される温熱回収水６が系外に循環し、排熱を供給した後に、貯湯槽９０に戻される。すなわち、温熱回収水６１に回収された排熱が、熱源として有効利用される。すなわち、本発明の実施の形態に係る燃料電池発電システム１０１は、燃料電池発電コージェネレーションシステムとしても利用可能である。
【００７９】
パワーコンディショナー７は、不図示のＤＣ／ＤＣコンバータおよびＤＣ／ＡＣインバータを含んで構成され、燃料電池スタック６が発電した直流電力の電圧（スタック電圧）を調整し、さらに直流を交流に変換する。パワーコンディショナー７は、制御部４からの制御信号ｉ７４を受け、制御信号ｉ７４が要求する電力値の交流電力を出力する。
【００８０】
燃料電池スタック６とパワーコンディショナー７を接続する配線中にはスタック電圧を検出する電圧検出装置６８、スタック電流を検出する電流検出装置６９、リレー６７が設置されている。電圧検出装置６８は、検出したスタック電圧を表す電圧信号（不図示）を制御部４に送り、電流検出装置６９は、検出したスタック電流を表す電流信号（不図示）を制御部４に送る。リレー６７は、制御部４から送られる開閉信号（不図示）によって開閉し、リレー６７が閉となることにより燃料電池スタック６から電力が出力され、リレー６７が開となることにより燃料電池スタック６から電力が出力されなくなる。
【００８１】
スタック空気用ブロワ１５、改質用原料ブロワ２、選択酸化用空気ブロワ（不図示）、燃焼用空気ブロワ（不図示）、プロセス水用ポンプ３、加湿水用ポンプ１３、スタック冷却水用ポンプ１２は、それぞれ原動機としての電動モータ（不図示）によって駆動される。
【００８２】
各電動モータは、制御部４からの制御信号（不図示）により回転数が制御され、スタック用空気３２、改質用原料４０、選択酸化用空気３４、燃焼用空気３１、プロセス水４１、加湿水４４、スタック冷却水６０の流量がそれぞれ制御される。各電動モータは、制御部４から各制御信号が送られなくなることによりそれぞれ停止する
【００８３】
制御部４は、後述する低負荷時流量標準時間Ｔ１（図２参照）を計測する低負荷時流量標準時間計測タイマＣ１（図３参照）、低負荷時流量増加時間Ｔ２（図２参照）を計測する低負荷時流量増加時間計測タイマＣ２（図３参照）を含んで構成されている。制御部４は、典型的には、低負荷運転ではない運転（以下特に断りのない限り「高負荷運転」という。）の継続時間である高負荷時間Ｔ３（図３参照）を計測する高負荷時間計測タイマＣ３（図３参照）を含んで構成されている。
【００８４】
制御部４は、図２で後述するように、燃料電池スタック６の低負荷運転継続時間が低負荷時流量標準時間Ｔ１（図２参照）に達した際に、改質用原料流量制御弁２８を制御し、改質用原料４０の供給量を増加させることで、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低負荷時流量標準時間Ｔ１（図２参照）より短い低負荷時流量増加時間Ｔ２（図２参照）だけ低下させるように構成されている。
【００８５】
制御部４には、制御部４から送信される制御を伝達する信号ケーブルが各部に対して配線されている。制御部４は、典型的には、上述したように燃焼用原料流量制御弁２７の開閉を制御し燃焼部１０に供給される燃焼部１０の流量を制御する制御信号ｉ２７、改質用原料流量制御弁２８の開閉を制御し改質部１８に供給される改質用原料４０の流量を制御する制御信号ｉ２８、パワーコンディショナー７を制御し、燃料電池スタック６が発電した電力の出力を制御する制御信号ｉ７４を各々送信して、燃焼用原料流量制御弁２７、改質用原料流量制御弁２８、パワーコンディショナー７を制御するように構成されている。
【００８６】
さらに制御部４は、典型的には、上記の制御信号の他、不図示の制御信号を各部に送信することで各部を制御し、燃料電池発電システム１０１の起動運転、定常運転、部分負荷運転、低負荷運転、停止運転等をも制御する。これにより燃料電池発電システム１０１をより合理的な構成とすることができ、迅速、確実に、かつ、人為的エラーを排除して、燃料電池発電システム１０１の運転を制御することができる。
以下では、制御部４の制御による燃料電池発電システム１０１の運転について説明する。
【００８７】
続けて図１を参照して、本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システム１０１の起動時の作用を説明する。前回の停止運転時に最終的に三方切替弁２１をｂ側の位置に設定し、燃焼用原料流量制御弁２７、改質用原料流量制御弁２８、二方弁２３、３８を閉の位置に設定しているので、起動直前には三方切替弁２１はｂ側の位置に、燃焼用原料流量制御弁２７、改質用原料流量制御弁２８、二方弁２３、３８は閉の位置にある。
【００８８】
まず燃焼用空気３１を、バーナー（不図示）のパージのため燃焼部１０に供給し、改質用原料ブロワ２を起動し燃焼用原料流量制御弁２７を開の位置にして、改質用原料４０を燃焼用原料３０として供給する。このとき改質用原料流量制御弁２８は閉の位置、燃焼用原料流量制御弁２７は開の位置にあり、燃焼用原料流量制御弁２７によって燃焼用原料３０の流量制御が行われる。この時点では、改質用原料４０の改質部１８への供給は行われていない。
【００８９】
燃焼用空気３１と燃焼用原料３０の供給が開始されるのと、同時にバーナーに着火し燃焼部１０での燃焼を開始すると、燃焼部１０から燃焼排ガス５０が排出される。
【００９０】
次に、改質用原料流量制御弁２８を開とし、改質用原料４０を、脱硫器１７を通過させて脱硫した後、改質部１８に供給する。同時に加湿水用ポンプ１３を起動し、加湿水４４を加湿器１６に供給する。この時点でスタック用空気３２は供給されておらず、加湿器１６に供給された加湿水４４は、余剰水ライン１６５を介して回収水タンク５に送られ、循環する。
【００９１】
加湿水用ポンプ１３を起動すると、第３熱交換部１４で燃焼排ガス５０により加湿水４４を加熱することができ、発電開始時までに、加湿水４４の温度を十分に上昇させスタック用空気３２の加湿不足を避けることができる。
【００９２】
起動の初期の段階では、改質部１８の温度が、改質反応に適した温度に達していないので改質部１８での改質反応は起こらない。改質用原料４０は、改質部１８、変成部１９、選択酸化部２０を通り、改質ガス搬送ライン１４２、切替ライン１４２ａ、燃料極オフガス搬送ライン１４３を経由して燃焼部１０に送られ、燃焼部１０での改質用原料４０の燃焼が開始される。燃焼部１０での燃焼により改質部１８、変成部１９、選択酸化部２０の温度が上昇する。
【００９３】
改質部１８の温度、変成部１９の温度、選択酸化部２０の温度が、全て１００℃を上回ったところで、プロセス水用ポンプ３を起動し、プロセス水４１を水蒸気発生部３６に供給し、改質部１８に水蒸気４１ａが供給されるようにする。プロセス水４１の流量は予め定められたＳ（水蒸気４１ａ）／Ｃ（改質用原料中の炭素）比（モル比）に基づき決められる。
【００９４】
プロセス水４１の供給を開始した後所定時間（例えば１０分）経過後に、選択酸化用空気３４を予め定められた改質用原料４０とのモル比に基づいて、選択酸化部２０に供給する。燃料処理装置１内の触媒温度が所定の温度に達したら（例えば、改質部の温度が６７０℃、かつ変成部１９の温度が２５０℃、かつ選択酸化部２０の温度が１２０℃となったら）、三方切替弁２１をａ側の位置に切り替え、同時に二方弁２３を開とし、水素リッチで一酸化炭素が１０ｐｐｍ以下程度の改質ガス４２を燃料極側に供給する。
【００９５】
改質ガス４２の供給を開始してから所定時間（例えば２分）経過後に、スタック空気用ブロワ１５を起動し、スタック用空気３２を酸化剤極へ供給し、燃料電池スタック６の発電を開始する。このとき燃料電池スタック６のスタック電圧は開放電圧となるが、先に燃料極側に水素リッチな改質ガス４２が供給されているため、瞬間的な酸化剤極側の電位上昇を原因とする電極腐食による劣化を招くことがなく、燃料電池スタック６にダメージを与えずに起動を行うことができる。そのため、燃料電池スタック６の高い耐久性を実現することができる。
【００９６】
燃料電池発電システム１０１の内部補機動力を系統側（一部不図示）から燃料電池スタック６側へ切り替え、自立運転可能な状態にする。同時に、リレー６７を開から閉とし、パワーコンディショナー７を起動し電力の外部負荷（不図示）への出力を開始する。システムの内部補機とは、例えばブロワ、ポンプなどの回転補機、熱電対、圧力計などのセンサ類、制御部４をいう（一部不図示）。パワーコンディショナー７の電力出力を増加させ、同時に改質用原料４０、選択酸化用空気３４、スタック用空気３２、プロセス水４１、燃焼用空気３１の流量を増加させ、目標出力（定格出力）まで燃料電池スタック６の電力出力を増加させる。
【００９７】
さらに、続けて図１を参照して、本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システム１０１の発電時（定格電力出力状態）の作用を説明する。
【００９８】
改質用原料４０は、上述したように、改質用原料ブロワ２から脱硫器１７に供給され改質用原料４０中の硫黄分を含む腐臭剤が除去され脱硫される。脱硫された改質用原料４０は、改質用原料流量制御弁２８を通過して燃料処理装置１の改質部１８に供給される。このとき改質用原料流量制御弁２８は開の位置にあり、改質用原料流量制御弁２８によって改質用原料４０の流量制御が行われる。
【００９９】
プロセス水４１は、回収水タンク５からプロセス水用ポンプ３によって、燃料処理装置１の水蒸気発生部３６に供給される。このとき二方弁３８は開の位置にあり、プロセス水用ポンプ３を駆動する電動モータ（不図示）は回転数制御され、プロセス水４１の流量制御が行われる。
【０１００】
水蒸気発生部３６で水蒸気４１ａが発生し、発生した水蒸気４１ａは改質部１８に供給され、改質用水蒸気として用いられる。すなわち改質部１８では、改質触媒（不図示）により、上述した（２）式で示すことができる水蒸気改質反応が行われ、改質ガス４２が生成する。
【０１０１】
改質ガス４２は、改質部１８から変成部１９に供給され、変成部１９で、ＣＯ変成触媒（不図示）により、上述した（３）式で示すことができる変成反応が行われ、改質ガス４２中の一酸化炭素ガスが除去される。
【０１０２】
さらに、改質ガス４２は、変成部１９から選択酸化部２０に送られる。選択酸化用空気３４は、選択酸化部２０に供給される。このとき選択酸化用空気ブロワ（不図示）を駆動する電動モータ（不図示）は回転数制御され、選択酸化用空気３４の流量制御が行われる。改質ガス４２中に残留する一酸化炭素ガスは、選択酸化部２０で選択酸化用空気３４により選択的に酸化され、上述した（４）で示すことができる選択酸化反応が行われる。
【０１０３】
選択酸化部２０で一酸化炭素ガスが除去された改質ガス４２は、燃料電池スタック６の燃料極側に供給される。このとき三方切替弁２１はａ側の位置にある。
【０１０４】
スタック用空気３２は、スタック空気用ブロワ１５から加湿器１６に供給され、加湿器１６で加湿され、燃料電池スタック６の酸化剤極側に供給される。このとき、スタック空気用ブロワ１５を駆動する電動モータ（不図示）は回転数制御され、スタック用空気３２の流量制御が行われる。
【０１０５】
また、加湿水用ポンプ１３を駆動する電動モータ（不図示）は回転数制御され、加湿水４４の流量制御が行われる。加湿したスタック用空気３２を酸化剤極側に供給するのは、固体高分子型である燃料電池スタック６の特性上、耐久性を維持し、高い発電効率を実現するためには固体高分子膜（不図示）が十分に加湿された状態にあることが必要だからである。
【０１０６】
燃料電池スタック６は、燃料極側に改質ガス４２が供給され、酸化剤極側にスタック用空気３２が供給され、改質ガス４２とスタック用空気３２とを用いて電気化学的反応により直流電力の発電を行い、パワーコンディショナー７で電圧変換、直流／交流変換を行い、交流電力を外部負荷（不図示）に出力する。
【０１０７】
燃料電池スタック６で電気化学的反応により直流電力の発電が行われると、燃料極側から燃料極オフガス４３、酸化剤極側から酸化剤極オフガス３３を排出する。このとき二方弁２３は、開の位置にあるので、燃料極オフガス４３を排出することが可能である。
【０１０８】
燃料極オフガス４３は、燃料処理装置１の燃焼部１０に供給され、燃焼部１０で燃焼され、この燃焼によって燃焼排ガス５０が生じ、燃焼排ガス５０は燃焼部１０から排出される。酸化剤極オフガス３３は燃焼排ガス５０に合流し排出される。
【０１０９】
すなわち燃焼排ガス５０は燃焼部１０から排出され酸化剤極オフガス３３と混合し、第３熱交換部１４で加湿水４４を例えば４０℃から６５℃に加熱し、加湿水４４により例えば８０℃から５５℃に冷却され、さらに第１熱交換部８で貯湯槽（不図示）から送られる温熱回収水６１を例えば２０℃から２８℃に加熱し、温熱回収水６１により例えば５５℃から２２℃に冷却され、さらに気水分離器１１で気水分離され排気される。
【０１１０】
気水分離器１１で分離された水分すなわちドレン水６４は、回収水タンク５に送られ、回収水として回収される。
【０１１１】
加湿器１６に供給された加湿水４４は、加湿器１６でスタック用空気３２を例えば５５℃まで昇温しＲＨ９５％以上まで加湿する。温熱回収水６１は、第２熱交換部９でスタック冷却水６０により例えば２８℃から６４℃に加熱され、貯湯槽（不図示）に戻され、貯湯槽に熱量が貯えられる。
【０１１２】
燃料電池スタック６に供給されたスタック冷却水６０は、燃料電池スタック６を冷却し、スタック冷却水６０自身は燃料電池スタック６により５５℃から６５℃に加熱され燃料電池スタック６を出で、スタック冷却水用ポンプ１２を経て、第２熱交換部９で温熱回収水６１により６５℃から５５℃に冷却され、再び燃料電池スタック６に供給されて循環する。
【０１１３】
スタック冷却水用ポンプ１２を駆動する電動モータ（不図示）は回転数制御され、スタック冷却水６０の流量制御が行われている。燃料電池スタック６の発電効率は通常５０〜７０％（ＬＨＶ）であり、損失分は燃料電池スタック６の発熱として消費され、この発熱分がスタック冷却水６０により除去される。
【０１１４】
制御部４は、流量を制御する制御信号ｉ２７、ｉ２８を燃焼用原料流量制御弁２７、改質用原料流量制御弁２８に、開度位置を開または閉とする開閉信号（不図示）を二方弁２３、３８に送信し、さらに、各電動モータ（不図示）の回転数を制御する制御信号（不図示）を各電動モータに送信している。
【０１１５】
さらに制御部４は、発電開始前に三方切替弁２１をａ側に切り替える切替信号（不図示）を三方切替弁２１に送り、発電開始時にパワーコンディショナー７に外部負荷（不図示）への電力出力を制御する制御信号ｉ７４を送る。さらに制御部４には、温度検出装置７５からの温度信号ｉ７５が送信される。
【０１１６】
燃料電池発電システム１０１は、定負荷運転時の値を１００％とすと、１００％の値は、例えば発電電力が１．３ｋＷ、改質用原料４０流量が４．２Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）、プロセス水４１流量が１１ｃｃ／ｍｉｎ、選択酸化用空気３４流量が１．５Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）、スタック用空気３２流量が６０Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）、改質部１８の温度が７００℃である。以下このような場合で説明する。
【０１１７】
次に、図２、図３を参照して、本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システム１０１の低負荷運転の際の運転方法を説明する。以下の運転は制御部４の制御により行われる。なお、燃料電池発電システム１０１の構成要素の符号については適宜図１を参照する。
【０１１８】
図２は、本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システム１０１の低負荷運転の際の運転パラメータの一例を示すグラフである。図中、横軸が時間であり、縦軸が運転パラメータ、すなわち、燃料利用率（％）、改質用原料４０の流量（Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ））である。本図は、理論的な説明を容易にすべく、燃料電池スタック６の出力電力が一定（例えば、４４０Ｗ）である時を示すグラフとしている。
【０１１９】
燃料電池発電システム１０１は、低負荷運転の際は、例えば、燃料電池スタック６内を流れる流体（改質ガス４２、スタック用空気３２）流量が少ないために生じるフラッディングを防止するため、制御部４によって、燃料電池スタック６の低負荷運転継続時間が低負荷時流量標準時間Ｔ１に達した際に、改質用原料流量制御弁２８を制御し、改質用原料４０の供給量を増加させることで、燃料処理装置１で生成される改質ガス４２の流量を増加し、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低負荷時流量標準時間Ｔ１より短い低負荷時流量増加時間Ｔ２だけ低下させる。
【０１２０】
低負荷時流量増加時間Ｔ２は、例えば、低負荷時流量標準時間Ｔ１の２分の１以下（例えば、低負荷時流量標準時間Ｔ１が２０分であれば、低負荷時流量増加時間Ｔ２は１０分以下）とすると良い。低負荷時流量増加時間Ｔ２が、低負荷時流量標準時間Ｔ１の２分の１以上であると、燃料利用率を低下させたときの設定によっては、例えば、低負荷時流量標準時間Ｔ１、低負荷時流量増加時間Ｔ２を通じての平均燃料利用率が下がりすぎ、平均発電効率が低下してしまうからである。すなわち、低負荷時流量増加時間Ｔ２が、低負荷時流量標準時間Ｔ１の２分の１以下であると、平均燃料利用率は下がりすぎず、平均発電効率はほとんど低下しない。また、低負荷時流量増加時間Ｔ２は、例えば、低負荷時流量標準時間Ｔ１の４０分の１以上とすると良い。低負荷時流量標準時間Ｔ１に対して低負荷時流量増加時間Ｔ２が短すぎると、低負荷時流量標準時間Ｔ１中に蓄積した水分を十分排出することができない。
【０１２１】
さらに、低負荷時流量増加時間Ｔ２は、好ましくは、低負荷時流量標準時間Ｔ１の５分の１以下（例えば、低負荷時流量標準時間Ｔ１が５０分であれば、低負荷時流量増加時間Ｔ２は１０分以下、あるいは、低負荷時流量標準時間Ｔ１が２５分であれば、低負荷時流量増加時間Ｔ２は５分以下）とすると良い。燃料利用率を低下させたときの運転は、燃料利用率を一定で運転した場合（例えば、低負荷運転中、常に燃料利用率を低下させる場合）と比較して若干複雑な制御をしており、低負荷時流量増加時間Ｔ２が、低負荷時流量標準時間Ｔ１の５分の１以上であると、燃料利用率を低下させたときの運転は、燃料利用率を一定で運転した場合と比較して、例えば、低負荷時流量標準時間Ｔ１、低負荷時流量増加時間Ｔ２を通じての平均燃料利用率の向上が少なく、平均発電効率の上昇幅も少なくなるからである。すなわち、低負荷時流量増加時間Ｔ２が、低負荷時流量標準時間Ｔ１の５分の１以下であると、燃料利用率を一定で運転した場合と比較して、平均燃料利用率は充分に向上し、平均発電効率の上昇幅も充分となる。また、低負荷時流量増加時間Ｔ２は、好ましくは、低負荷時流量標準時間Ｔ１の２５分の１以上とすると良い。
【０１２２】
さらにここで、一般的に、燃料電池発電システム１０１として高燃料利用率で運転したほうが燃料処理装置１で製造した水素を有効に利用できることとなり、発電効率が高くなるため望ましい。従って、低負荷時流量標準時間Ｔ１をできるだけ長く、そのときの燃料利用率をできるだけ高くし、低負荷時流量増加時間Ｔ２をできるだけ短く、そのときの燃料利用率もできるだけ高くすることが望ましい。しかしながら、本実施の形態では、燃料電池スタック６の安定した運転に資するために、低負荷時流量増加時間Ｔ２中の燃料利用率低下による発電効率の低下は許容している。
【０１２３】
一方、燃料電池スタック６での燃料利用率を低く設定すると、燃料電池スタック６での余剰水素が燃料極オフガス４３として燃料処理装置１の燃焼部１０に戻りそこで燃焼される。低負荷時流量増加時間Ｔ２を短くするために燃料利用率の設定を低くしすぎると、燃焼部１０での燃焼量が過剰となり、燃料処理装置１が過昇温し、温度バランスが取れなくなる。燃料処理装置１が過昇温等による影響として燃焼部１０の劣化、改質部１８、変成部１９の触媒劣化等が挙げられる。
【０１２４】
以上の発電効率、燃料処理装置１の温度バランス等を勘案して、さらに具体的に言えば、低負荷時流量標準時間Ｔ１、低負荷時流量増加時間Ｔ２は、例えば、低負荷時流量標準時間Ｔ１は３０から１８０分程度、低負荷時流量増加時間Ｔ２は５から２０分程度、好ましくは、低負荷時流量標準時間Ｔ１は６０から１８０分程度、低負荷時流量増加時間Ｔ２は５から１０分程度とすると良い。本実施の形態では、低負荷時流量標準時間Ｔ１は１２０分程度、低負荷時流量増加時間Ｔ２は１０分程度としている。
【０１２５】
例えば、図中、ｔ４からｔ５までの間、改質用原料４０等の流量が標準流量の状態で、燃料電池スタック６の低負荷運転が継続される。例えば、このときの改質用原料４０の流量は１．４Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）、燃料利用率は６７．５％である。
【０１２６】
燃料電池スタック６の低負荷運転時間がｔ５に達すると、ｔ５からｔ６までの間に、制御部４による制御によって、改質用原料流量制御弁２８を制御し、例えば、改質用原料４０の流量を１．６Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）まで増加させ、燃料利用率を６２．５％まで低下させる。
【０１２７】
その後、ｔ６からｔ７までの間、改質用原料４０の流量を１．６Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）、燃料利用率を６２．５％で継続し、ｔ７からｔ８までの間に、再び、改質用原料４０の流量を１．４Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）まで低下させ標準の流量に戻し、燃料利用率を６７．５％まで増加させる。低負荷時流量標準時間Ｔ１、低負荷時流量増加時間Ｔ２を通しての平均燃料利用率は、６６．２５％程度となる。
【０１２８】
すなわち、ここでは、ｔ４からｔ５までの時間が、改質用原料４０等の流量が標準流量である低負荷時流量標準時間Ｔ１＝１２０分、ｔ５からｔ６、ｔ７を経たｔ８までの時間が、改質用原料４０等の流量が増加される低負荷時流量増加時間Ｔ２＝１０分である。なお、本図中、ｔ１からｔ２、ｔ３を経たｔ４までの時間は、ｔ５から始まる低負荷時流量増加時間Ｔ２の前の回の低負荷時流量増加時間Ｔ２を示している。
【０１２９】
なお、本図は、上述したように、理論的な説明を容易にすべく、燃料電池スタック６の出力電力が一定（例えば、４４０Ｗ）である時を示すグラフとしている。しかしながら、実際には、燃料電池スタック６の負荷の変動に追従して、制御部４は、燃料電池スタック６のスタック電流密度、改質用原料４０の流量等を制御し、燃料電池スタック６の出力電力を制御している。
【０１３０】
したがって、改質用原料４０の流量は、実際には、燃料電池スタック６の負荷の変動にともない変動する。例えば、低負荷時流量増加時間Ｔ２中に、燃料電池スタック６の負荷が増加し電池スタック６の出力電力が増加した場合には、電池スタック６の出力電力に追従して改質用原料４０の流量も増加する。改質用原料４０の流量が所定量（標準流量）まで増加した時点で高負荷運転に移行したものとして、高負荷時間Ｔ３（図３参照）を計測し、当該高負荷時間Ｔ３が所定時間（１０分）に達した際に、低負荷時流量増加時間Ｔ２は所定時間（１０分）の経過を待たずに終了するようにしてもよい。このようにすることで、状況に合わせて適切な燃料電池スタック６の運転を行うことができる。
【０１３１】
ここで、燃料電池スタック６の負荷が低いとき、すなわち低負荷時には、燃料電池スタック６のスタック電流密度が低くなり、セル平均電圧が上昇する。本実施の形態では、スタック電流密度を基に、燃料電池発電システム１０１が低負荷運転であるか否かを判断する。
【０１３２】
低負荷運転とは、上述したように、定格負荷運転に満たない負荷での運転（部分負荷運転）であって、負荷が小さいあるいは無いときの運転であり、典型的には、定格負荷運転の３０％から５０％の負荷での運転のことをいい、本実施の形態では、燃料電池スタック６のスタック電流密度が基準値以下である場合の運転とする。
【０１３３】
ここで、スタック電流密度の基準値は、例えば、０．０７Ａ／ｃｍ２から０．２Ａ／ｃｍ２程度、好ましくは、０．０７Ａ／ｃｍ２から０．０９Ａ／ｃｍ２程度、ここでは、０．０８Ａ／ｃｍ２程度としている。なお、スタック電流密度の基準値は、燃料電池スタック６の内部流路設計、電極拡散層の設計、セル枚数等に依存しており、基本的には値が小さい方が望ましいが、実際には燃料電池スタック６の圧損とトレードオフになることが多く、設計思想に応じて適宜設定すればよい。
次に図３を参照して本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システム１０１の低負荷運転の際の具体的な運転方法の一例を説明する。
【０１３４】
図３は、本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システム１０１の低負荷運転の際の運転方法を示すフロー図である。以下の運転は制御部４の制御により行われる。
【０１３５】
まず、燃料電池発電システム１０１は、改質用原料４０の流量等が標準設定され、定格電力出力状態にある（Ｓ１００）。燃料電池スタック６の負荷が変動する場合には、追従して、制御部４の制御により、燃料電池スタック６のスタック電流密度、改質用原料４０の流量等が制御され、燃料電池スタック６の出力電力を制御する。
【０１３６】
この時点で、燃料処理装置１では、改質工程として、上述したように改質用原料４０と、プロセス水４１とを供給して、改質用原料４０を水素を主成分とする改質ガス４２に改質する工程が行われている。
【０１３７】
改質用原料４０の流量等が標準設定されると（Ｓ１００）、制御部４は、燃料電池スタック６の運転中にスタック電流密度を検出する（Ｓ１０２）。スタック電流密度は、制御部４が、電流検出装置６９により測定したスタック電流値をセルの断面積（ｃｍ２）で割ることにより検出する。
【０１３８】
次に、制御部４は、検出したスタック電流密度が基準値０．０８Ａ／ｃｍ２未満か否かを判断する（Ｓ１０４）。スタック電流密度が基準値０．０８Ａ／ｃｍ２より小さい場合（Ｓ１０４：Ｙｅｓ）は、低負荷運転であると判断され、Ｓ１０６に移行する。スタック電流密度が基準値０．０８Ａ／ｃｍ２より大きい場合（Ｓ１０４：Ｎｏ）は、高負荷運転であると判断され、Ｓ１２６に移行する。
【０１３９】
低負荷運転であると判断される（Ｓ１０４：Ｙｅｓ）と、制御部４は、制御部４の高負荷時間計測タイマＣ３を一旦クリアし（Ｓ１０６）、改質用原料４０の流量が増加設定中か否かを判定する（Ｓ１０８）。
【０１４０】
改質用原料４０の流量が増加設定中でないと判定された場合（Ｓ１０８：Ｎｏ）、制御部４は、低負荷時流量標準時間計測タイマＣ１を加算して低負荷時流量標準時間Ｔ１（１２０分）を計測する（Ｓ１１０）。ここでの加算は、低負荷時流量標準時間Ｔ１（１２０分）の計測が開始されていなければ低負荷時流量標準時間計測タイマＣ１の加算の開始、低負荷時流量標準時間Ｔ１（１２０分）の計測が開始されているのであれば低負荷時流量標準時間計測タイマＣ１の加算の継続を意味する。
【０１４１】
続いて、制御部４は、低負荷時流量標準時間計測タイマＣ１のカウントが低負荷時流量標準時間Ｔ１（１２０分）に達したか否かを判定する（Ｓ１１２）。低負荷時流量標準時間Ｔ１（１２０分）に達したと判定した場合（Ｓ１１２：Ｙｅｓ）、利用率低下工程、本実施の形態では、燃料処理装置１に供給する改質用原料４０の供給量を変動させる炭化水素系燃料供給量変動工程としての改質用原料供給量変動工程として、制御部４は、改質用原料流量制御弁２８を制御して、改質用原料４０の流量を増加設定とする（Ｓ１１４）。これにより、燃料電池スタック６での燃料利用率が低下する。そして、低負荷時流量標準時間計測タイマＣ１をクリアする（Ｓ１１６）。その後、Ｓ１０２に戻って、以降の処理を繰り返す。低負荷時流量標準時間Ｔ１（１２０分）に達していないと判定した場合（Ｓ１１２：Ｎｏ）も、Ｓ１０２に戻って、以降の処理を繰り返す。
【０１４２】
改質用原料４０の流量が増加設定中であると判定された場合（Ｓ１０８：Ｙｅｓ）、制御部４は、低負荷時流量増加時間計測タイマＣ２を加算して低負荷時流量増加時間Ｔ２（１０分）を計測する（Ｓ１１８）。ここでの加算は、低負荷時流量標準時間計測タイマＣ１の加算と同様に、低負荷時流量増加時間Ｔ２（１０分）の計測が開始されていなければ低負荷時流量増加時間計測タイマＣ２の加算の開始、低負荷時流量増加時間Ｔ２（１０分）の計測が開始されているのであれば低負荷時流量増加時間計測タイマＣ２の加算の継続を意味する。
【０１４３】
続いて、制御部４は、低負荷時流量増加時間計測タイマＣ２のカウントが低負荷時流量増加時間Ｔ２（１０分）に達したか否かを判定して（Ｓ１２０）、低負荷時流量増加時間Ｔ２（１０分）に達したと判定した場合（Ｓ１２０：Ｙｅｓ）、制御部４は、改質用原料流量制御弁２８を制御して、改質用原料４０の流量を低下させて標準設定とし（Ｓ１２２）、低負荷時流量増加時間計測タイマＣ２をクリアする（Ｓ１２４）。その後、Ｓ１０２に戻って、以降の処理を繰り返す。低負荷時流量増加時間Ｔ２（１０分）に達していないと判定した場合（Ｓ１２０：Ｎｏ）も、Ｓ１０２に戻って、以降の処理を繰り返す。
【０１４４】
Ｓ１０４でスタック電流密度が基準値０．０８Ａ／ｃｍ２より大きく、高負荷運転であると判断される（Ｓ１０４：Ｎｏ）と、制御部４は、高負荷時間計測タイマＣ３を加算して高負荷時間Ｔ３（１０分）を計測する（Ｓ１２６）。ここでの加算は、低負荷時流量標準時間計測タイマＣ１、低負荷時流量増加時間計測タイマＣ２の加算と同様に、高負荷時間Ｔ３（１０分）の計測が開始されていなければ高負荷時間計測タイマＣ３の加算の開始、高負荷時間Ｔ３（１０分）の計測が開始されているのであれば高負荷時間計測タイマＣ３の加算の継続を意味する。
【０１４５】
続いて、制御部４は、高負荷時間計測タイマＣ３のカウントが高負荷時間Ｔ３（１０分）に達したか否かを判定して（Ｓ１２８）、高負荷時間Ｔ３（１０分）に達したと判定した場合（Ｓ１２８：Ｙｅｓ）、制御部４は、低負荷時流量標準時間計測タイマＣ１をクリア（Ｓ１３０）、低負荷時流量増加時間計測タイマＣ２をクリア（Ｓ１３２）、高負荷時間計測タイマＣ３をクリアする（Ｓ１３４）。その後、Ｓ１０２に戻って、以降の処理を繰り返す。高負荷時間Ｔ３（１０分）に達していないと判定した場合（Ｓ１２８：Ｎｏ）も、Ｓ１０２に戻って、以降の処理を繰り返す。
【０１４６】
ここで、Ｓ１２６以降の各処理は、例えば、Ｓ１１４での改質用原料４０の流量の増加設定を行い、Ｓ１１８、Ｓ１２０で低負荷時流量増加時間Ｔ２の計測を行っている場合でも、燃料電池スタック６の負荷が上昇し出力電力が増加した場合、すなわち高負荷運転に移行した場合には、これに追従して、燃料電池スタック６のスタック電流密度、改質用原料４０の流量等も増加するため、燃料電池スタック６内を流れる流体（改質ガス４２、スタック用空気３２）の流量は、フラッディングを防止するのに充分となる。よって、高負荷時間Ｔ３が１０分に達すれば、低負荷時流量増加時間Ｔ２を１０分継続した場合とほぼ同様の効果が得られる。そこで本実施の形態では、高負荷時間Ｔ３が１０分に達した時点で、一旦、低負荷時流量標準時間Ｔ１、低負荷時流量増加時間Ｔ２をクリアする構成としている。
【０１４７】
以上で説明した本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システム１０１又は燃料電池発電システム１０１の運転方法によれば、低負荷運転の際は、燃料電池スタック６の低負荷運転継続時間が低負荷時流量標準時間Ｔ１に達した際に、改質用原料流量制御弁２８を制御し、改質用原料４０の供給量を増加させることで、燃料処理装置１で生成される改質ガス４２の流量を増加し、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低負荷時流量標準時間Ｔ１より短い低負荷時流量増加時間Ｔ２だけ低下させるので、高い発電効率を維持しつつ、流体の圧力損失があがり、結露水、水分を吹き飛ばし、燃料電池スタック６の流体に水を停滞させない。これにより、酸化剤極側、燃料極側のフラッディングを防止し、電極反応面積が減少し反応ガス（水素、酸素）不足となることによる、電池性能、セル電圧等の低下がない。
【０１４８】
また、低負荷運転の継続時間に基づいて、改質ガス４２の流量を増加しているので、例えば、燃料極側のフラッディングによりセル電圧が低下して、酸化剤極電極触媒が恒久的なダメージを受けることがない。
【０１４９】
また、例えば、燃料電池発電システム１０１を家庭で用いる場合でも、燃料電池スタック６の運転パターンの中で、支配的な運転パターンと考えられる低負荷運転でも、燃料電池スタック６の燃料極側におけるフラッディングによる水素不足を回避し、酸化剤極電極触媒がダメージを受けることを避けることができ、燃料電池スタック６の高い耐久性を実現することができる。すなわち、低負荷運転時でも燃料電池スタック６にダメージを与えない燃料電池発電システム１０１及び燃料電池発電システム１０１の運転方法とすることができる。
【０１５０】
また、燃料利用率を低下させる時間、すなわち改質ガス４２の流量を増加させる時間を、極力短くすることができるので、常に多めに改質ガス４２を供給する必要がなく、常に燃料処理装置１に改質用原料４０を多めに供給する必要がないため、燃料電池発電システムの発電効率の低下を最小限に抑えることができる。すなわち、燃料電池発電システム１０１の発電効率も比較的高く維持することができる。
【０１５１】
次に、図１、図４及び図５を参照して、本発明の第２の実施の形態に係る燃料電池発電システム２０１及び燃料電池発電システム２０１の運転方法について説明する。第２の実施の形態に係る燃料電池発電システム２０１及び燃料電池発電システム２０１の運転方法の説明では、第１の実施の形態と共通する構成については、重複した説明はできるだけ省略する。第３の実施の形態についての説明も同様である。
【０１５２】
本発明の第２の実施の形態に係る燃料電池発電システム２０１は、燃料電池スタック６の発電での改質ガス４２の利用率を変動させる利用率変動手段が、第１の実施の形態では改質用原料流量制御弁２８であったのに対して、燃焼用原料流量制御弁２７である点で第１の実施の形態とは異なる。
【０１５３】
燃焼用原料流量制御弁２７は、上述したように、制御部４からの制御信号ｉ２７により、燃焼部１０に供給される燃焼用原料３０の流量を制御する二方弁である。また、燃焼用原料流量制御弁２７は、燃料処理装置１の改質の温度を変動させる改質温度変動手段として機能する。
【０１５４】
具体的には、制御部４は、燃焼用原料流量制御弁２７の開度を制御することで燃焼部１０への燃焼用原料３０の供給量を増加させ、燃焼部１０の燃焼温度を上昇させる。これにより、燃焼部１０の燃焼熱によって加熱される改質部１８の温度を上昇させる。
【０１５５】
改質部１８の温度が上昇すると、改質の温度も上昇する。（２）式で示した改質反応は吸熱反応なので、改質の温度が上昇すると、改質部１８での転換率も高くなる。すなわち、改質部１８の温度が上昇すると、燃料処理装置１での改質ガス４２の転換率が上昇する。従って、改質部１８の温度が上昇すると、燃料電池スタック６の燃料極への改質ガス４２の供給量、流量が上昇して、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低下させる。
【０１５６】
なお、改質部１８での改質の温度は、温度をあまり高くすると、改質触媒（不図示）が劣化したり、改質器材料の耐熱仕様に対する要求が厳しくなるので、改質部１８に感温部を埋め込んだ温度検出装置７５により改質の温度を検出し、高くなりすぎないように燃焼用原料３０の流量を制御するとよい。
【０１５７】
図４は、本発明の第２の実施の形態に係る燃料電池発電システム２０１の低負荷運転の際の運転パラメータの一例を示すグラフである。図中、横軸が時間であり、縦軸が運転パラメータ、すなわち、燃料利用率（％）、改質温度（℃）、燃焼用原料３０の流量（Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ））である。本図は、図２の場合と同様に、理論的な説明を容易にすべく、燃料電池スタック６の出力電力が一定（例えば、４４０Ｗ）である時を示すグラフとしている。
【０１５８】
燃料電池発電システム２０１は、低負荷運転の際は、例えば、燃料電池スタック６内を流れる流体（改質ガス４２、スタック用空気３２）流量が少ないために生じるフラッディングを防止するため、制御部４によって、燃料電池スタック６の低負荷運転継続時間が低負荷時流量標準時間Ｔ１に達した際に、燃焼用原料流量制御弁２７を制御し、燃焼部１０への燃焼用原料３０の供給量を増加させることで、改質部１８の温度を上昇させ、燃料処理装置１で生成される改質ガス４２の流量を増加し、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低負荷時流量標準時間Ｔ１より短い低負荷時流量増加時間Ｔ２だけ低下させる。
【０１５９】
例えば、図中、ｔ４からｔ５までの間、燃焼用原料３０等の流量が標準流量の状態で、燃料電池スタック６の低負荷運転が継続される。例えば、このときの燃焼用原料３０の流量は０．０５Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）、改質温度は６４０℃、燃料利用率は６７．５％である。
【０１６０】
燃料電池スタック６の低負荷運転時間がｔ５に達すると、ｔ５からｔ６までの間に、制御部４による制御によって、燃焼用原料流量制御弁２７の開閉を制御し、例えば、燃焼用原料３０の流量を０．４Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）まで増加し、改質温度を６８０℃まで上昇させ、燃料利用率を６２．５％まで低下させる。
【０１６１】
その後、ｔ６からｔ７までの間、燃焼用原料３０の流量を０．４Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）、改質温度を６８０℃、燃料利用率を６２．５％で継続し、ｔ７からｔ８までの間に、再び、燃焼用原料３０の流量を０．０５Ｌ／ｍｉｎ（ＮＴＰ）まで低下させ標準の流量に戻し、改質温度を６４０℃まで低下させ、燃料利用率を６７．５％まで増加させる。低負荷時流量標準時間Ｔ１、低負荷時流量増加時間Ｔ２を通しての平均燃料利用率は、６６．２５％程度となる。
【０１６２】
すなわち、ここでは、ｔ４からｔ５までの時間が、燃焼用原料３０の流量が標準流量である低負荷時流量標準時間Ｔ１＝１２０分、ｔ５からｔ６、ｔ７を経たｔ８までの時間が、燃焼用原料３０の流量が増加される低負荷時流量増加時間Ｔ２＝１０分である。なお、本図中、ｔ１からｔ２、ｔ３を経たｔ４までの時間は、ｔ５から始まる低負荷時流量増加時間Ｔ２の前の回の低負荷時流量増加時間Ｔ２を示している。
【０１６３】
なお、本図は、上述したように、理論的な説明を容易にすべく、燃料電池スタック６の出力電力が一定（例えば、４４０Ｗ）である時を示すグラフとしている。しかしながら、実際には、燃料電池スタック６の負荷の変動に追従して、制御部４は、燃料電池スタック６のスタック電流密度、燃焼用原料３０、改質用原料４０の流量等を制御し、燃料電池スタック６の出力電力を制御している。
【０１６４】
したがって、燃焼用原料３０等の流量は、実際には、燃料電池スタック６の負荷の変動にともない変動するし、改質温度も変動している。また、制御部４は、燃焼用原料３０の流量の変動に伴い、燃焼用空気ブロワ（不図示）を制御して燃焼部１０での燃焼で消費される酸素を含む燃焼用空気３１の流量の変動も行っている。
【０１６５】
次に図５を参照して本発明の第２の実施の形態に係る燃料電池発電システム２０１の低負荷運転の際の具体的な運転方法の一例を説明する。
【０１６６】
図５は、本発明の第２の実施の形態に係る燃料電池発電システム２０１の低負荷運転の際の運転方法を示すフロー図である。ここでも第１の実施の形態と重複した説明はできるだけ省略する。第２の実施の形態が、第１の実施の形態と異なる点は、例えば、Ｓ２００、Ｓ２０８、Ｓ２１４、Ｓ２２２で行われる各処理が挙げられる。以下の運転は制御部４の制御により行われる。
【０１６７】
第１の実施の形態のＳ１００（図３参照）は、第２の実施の形態では、Ｓ２００として処理される。すなわち、燃料電池発電システム２０１は、燃焼用原料３０流量等が標準設定され、定格電力出力状態にある（Ｓ２００）。この時点で、燃料処理装置１では、改質工程として、上述したように改質用原料４０と、プロセス水４１とを供給して、改質用原料４０を水素を主成分とする改質ガス４２に改質する工程が行われている。
【０１６８】
第１の実施の形態のＳ１０８（図３参照）は、第２の実施の形態では、Ｓ２０８として処理される。すなわち、第１の実施の形態では、改質用原料４０の流量が増加設定中か否かを判定していた（Ｓ１０８、図３参照）のに対して、第２の実施に形態では、燃焼用原料３０の流量が増加設定中か否かを判定する（Ｓ２０８）。燃焼用原料３０の流量が増加設定中であれば（Ｓ２０８：Ｙｅｓ）Ｓ１１８に移行し、燃焼用原料３０の流量が増加設定中でなければ（Ｓ２０８：Ｎｏ）Ｓ１１０に移行する。
【０１６９】
第１の実施の形態のＳ１１４（図３参照）は、第２の実施の形態では、Ｓ２１４として処理される。すなわち、利用率低下工程、本実施の形態では、燃料処理装置１の改質の温度を変動させる改質温度変動工程として、制御部４は、燃焼用原料流量制御弁２７を制御して、燃焼用原料３０流量を増加設定とする（Ｓ２１４）。
【０１７０】
第１の実施の形態のＳ１２２（図３参照）は、第２の実施の形態では、Ｓ２２２として処理される。すなわち、制御部４は、燃焼用原料流量制御弁２７を制御して、燃焼用原料３０の流量を低下させて標準設定とする（Ｓ２２２）。
【０１７１】
なお、燃料電池発電システム１０１、２０１では、燃焼部１０は、典型的には、起動時に、燃焼用原料３０あるいは一酸化炭素ガスが充分に減じられなかった改質ガス４２ａを燃料として燃焼用空気３１と共に燃焼させるように構成され、定格運転時（通常運転時）に燃料極オフガス４３を燃料として燃焼用空気３１と共に燃焼させるように構成されている。
【０１７２】
したがって、第１の実施の形態で説明したように、燃料処理装置１への改質用原料４０の供給量を増加させて、生成される改質ガス４２の流量を増加させ、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低下させると、発電で利用されなかった改質ガス４２の量も増加し、燃料極オフガス４３中の水素の量は増加する。よって、燃料極オフガス４３を燃焼させる場合、燃焼部１０での燃焼熱も高くなり、結果として、改質部１８での改質温度も上昇する。
【０１７３】
すなわち、改質部１８の改質温度を上昇させて、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低下させる方法は、第２の実施の形態で示したように、燃焼部１０への燃焼用原料３０の供給量を増加させる方法に限らず、例えば、第１の実施の形態で示したように燃料処理装置１への改質用原料４０の供給量を増加させることによっても達成される。
【０１７４】
以上で説明した本発明の第２の実施の形態に係る燃料電池発電システム２０１又は燃料電池発電システム２０１の運転方法によれば、低負荷運転の際は、燃料電池スタック６の低負荷運転継続時間が低負荷時流量標準時間Ｔ１に達した際に、燃焼用原料流量制御弁２７を制御し、燃焼用原料３０の供給量を増加させることで、改質温度を上昇させ燃料処理装置１で生成される改質ガス４２の流量を増加し、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低負荷時流量標準時間Ｔ１より短い低負荷時流量増加時間Ｔ２だけ低下させるので、高い発電効率を維持しつつ、流体の圧力損失があがり、結露水、水分を吹き飛ばし、燃料電池スタック６の流体に水を停滞させない。これにより、酸化剤極側、燃料極側のフラッディングを防止し、電極反応面積が減少し反応ガス（水素、酸素）不足となることによる、電池性能、セル電圧等の低下がない。
【０１７５】
次に、図１、図６及び図７を参照して、本発明の第３の実施の形態に係る燃料電池発電システム３０１及び燃料電池発電システム３０１の運転方法について説明する。
【０１７６】
本発明の第３の実施の形態に係る燃料電池発電システム３０１は、燃料電池スタック６の発電での改質ガス４２の利用率を変動させる利用率変動手段が、第１の実施の形態では改質用原料流量制御弁２８、第２の実施の形態では燃焼用原料流量制御弁２７であったのに対して、パワーコンディショナー７である点で第１、第２の実施の形態とは異なる。
【０１７７】
パワーコンディショナー７は、上述したように、燃料電池スタック６が発電した直流電力の電圧（スタック電圧）を調整し、さらに直流を交流に変換し、制御部４からの制御信号ｉ７４を受け、制御信号ｉ７４が要求する電力値の交流電力を外部負荷（不図示）へ出力する。すなわち、パワーコンディショナー７は、燃料電池スタック６の発電負荷を変動させる発電負荷変動手段として機能する。
【０１７８】
具体的には、パワーコンディショナー７は、燃料電池スタック６の外部負荷（不図示）を低下させることで、燃料電池スタック６の発電出力を低下させ、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低下させる。この場合、改質用原料４０等の流量を燃料電池スタック６の出力電力に追従させず一定に保つことで、改質ガス４２の流量に対して燃料電池スタック６での発電の燃料利用率は相対的に低下する。燃料電池スタック６での発電に利用されない改質ガス４２の流量が増加することで、フラッディングを防止することが可能となる。
【０１７９】
図６は、本発明の第３の実施の形態に係る燃料電池発電システム３０１の低負荷運転の際の運転パラメータの一例を示すグラフである。図中、横軸が時間であり、縦軸が運転パラメータ、すなわち、燃料利用率（％）、燃料電池スタック出力電力（Ｗ）、である。本図は、図２の場合と同様に、理論的な説明を容易にすべく、低負荷時流量増加時間Ｔ２（パワーコンディショナー７を制御して燃料利用率を低下させている時間）を除いて、燃料電池スタック６の出力電力が一定（例えば、４４０Ｗ）である時を示すグラフとしている。
【０１８０】
燃料電池発電システム３０１は、低負荷運転の際は、例えば、燃料電池スタック６内を流れる流体（改質ガス４２、スタック用空気３２）流量が少ないために生じるフラッディングを防止するため、制御部４によって、燃料電池スタック６の低負荷運転継続時間が低負荷時流量標準時間Ｔ１に達した際に、パワーコンディショナー７を制御し、燃料電池スタック６の出力電力を低下させ、改質ガス４２の流量を相対的に増加させ、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低負荷時流量標準時間Ｔ１より短い低負荷時流量増加時間Ｔ２だけ低下させる。
【０１８１】
例えば、図中、ｔ４からｔ５までの間、燃料電池スタック６の出力電力が標準電力の状態で、燃料電池スタック６の低負荷運転が継続される。例えば、このときの燃料電池スタック６の出力電力は４４０Ｗ、燃料利用率は６７．５％である。
【０１８２】
燃料電池スタック６の低負荷運転時間がｔ５に達すると、ｔ５からｔ６までの間に、制御部４による制御によって、パワーコンディショナー７を制御し、例えば、燃料電池スタック６の出力電力を３７５Ｗまで低下させ、燃料利用率を６０％まで低下させる。
【０１８３】
その後、ｔ６からｔ７までの間、燃料電池スタック６の出力電力を３７５Ｗ、燃料利用率を６０％で継続し、ｔ７からｔ８までの間に、再び、燃料電池スタック６の出力電力を４４０Ｗまで増加させ標準の出力電力に戻し、燃料利用率を６７．５％まで増加させる。低負荷時流量標準時間Ｔ１、低負荷時流量増加時間Ｔ２を通しての平均燃料利用率は、６５％程度となる。
【０１８４】
すなわち、ここでは、ｔ４からｔ５までの時間が、燃料電池スタック６の出力電力が標準電力である低負荷時流量標準時間Ｔ１＝１２０分、ｔ５からｔ６、ｔ７を経たｔ８までの時間が、燃料電池スタック６の出力電力が低下される低負荷時流量増加時間Ｔ２＝１０分である。なお、本図中、ｔ１からｔ２、ｔ３を経たｔ４までの時間は、ｔ５から始まる低負荷時流量増加時間Ｔ２の前の回の低負荷時流量増加時間Ｔ２を示している。
【０１８５】
なお、本図は、上述したように、理論的な説明を容易にすべく、低負荷時流量増加時間Ｔ２（パワーコンディショナー７を制御して燃料利用率を低下させている時間）を除いて、燃料電池スタック６の出力電力が一定（例えば、４４０Ｗ）である時を示すグラフとしている。しかしながら、実際には、低負荷時流量増加時間Ｔ２を除く時間では、燃料電池スタック６の負荷の変動に追従して、制御部４は、燃料電池スタック６のスタック電流密度、燃焼用原料３０、改質用原料４０の流量等を制御し、燃料電池スタック６の出力電力を制御している。
【０１８６】
次に図７を参照して本発明の第３の実施の形態に係る燃料電池発電システム３０１の低負荷運転の際の具体的な運転方法の一例を説明する。
【０１８７】
図７は、本発明の第３の実施の形態に係る燃料電池発電システム３０１の低負荷運転の際の運転方法を示すフロー図である。ここでも第１の実施の形態と重複した説明はできるだけ省略する。第３の実施の形態が、第１の実施の形態と異なる点は、例えば、Ｓ３００、Ｓ３０８、Ｓ３１４、Ｓ３２２で行われる各処理が挙げられる。以下の運転は制御部４の制御により行われる。
【０１８８】
第１の実施の形態のＳ１００（図３参照）は、第３の実施の形態では、Ｓ３００として処理される。すなわち、燃料電池発電システム３０１は、燃料電池スタック６の出力電力や改質用原料４０流量等は標準設定され、定格電力出力状態にある（Ｓ３００）。  この時点で、燃料処理装置１では、改質工程として、上述したように改質用原料４０と、プロセス水４１とを供給して、改質用原料４０を水素を主成分とする改質ガス４２に改質する工程が行われている。
【０１８９】
第１の実施の形態のＳ１０８（図３参照）は、第３の実施の形態では、Ｓ３０８として処理される。すなわち、第１の実施の形態では、改質用原料４０流量が増加設定中か否かを判定していた（Ｓ１０８、図３参照）のに対して、第３の実施に形態では、燃料電池スタック６の出力電力が低下設定中か否かを判定する（Ｓ３０８）。燃料電池スタック６の出力電力が低下設定中であれば（Ｓ３０８：Ｙｅｓ）Ｓ１１８に移行し、燃料電池スタック６の出力電力が低下設定中でなければ（Ｓ３０８：Ｎｏ）Ｓ１１０に移行する。
【０１９０】
第１の実施の形態のＳ１１４（図３参照）は、第３の実施の形態では、Ｓ３１４として処理される。すなわち、利用率低下工程、本実施の形態では、燃料電池スタック６の発電負荷を変動させる発電負荷変動工程として、制御部４は、パワーコンディショナー７を制御して、燃料電池スタック６の出力電力を低下設定とする（Ｓ３１４）。これにより、改質ガス４２の流量を相対的に増加させ、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低下させる。
【０１９１】
第１の実施の形態のＳ１２２（図３参照）は、第３の実施の形態では、Ｓ３２２として処理される。すなわち、制御部４は、パワーコンディショナー７を制御して、燃料電池スタック６の出力電力を標準設定とする（Ｓ３２２）。
【０１９２】
なお、以上で説明した第３の実施の形態では、第１の実施の形態と同様に、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低下させると、発電で利用されなかった改質ガス４２の量も増加し、燃料極オフガス４３中の水素の量は増加する。よって、燃料極オフガス４３を燃焼させる場合、燃焼部１０での燃焼熱も高くなり、結果として、改質部１８での改質温度も上昇する。
【０１９３】
すなわち、第２の実施の形態で説明した改質部１８の改質温度を上昇させて、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低下させる方法は、例えば、第３の実施の形態で示したように、燃料電池スタック６の出力電力を低下させることによっても達成される。
【０１９４】
以上で説明した本発明の第３の実施の形態に係る燃料電池発電システム３０１又は燃料電池発電システム３０１の運転方法によれば、低負荷運転の際は、燃料電池スタック６の低負荷運転継続時間が低負荷時流量標準時間Ｔ１に達した際に、パワーコンディショナー７を制御し、燃料電池スタック６の出力電力を低下させ、改質ガス４２の流量を相対的に増加させ、燃料電池スタック６での発電の燃料利用率を低負荷時流量標準時間Ｔ１より短い低負荷時流量増加時間Ｔ２だけ低下させるので、高い発電効率を維持しつつ、流体の圧力損失があがり、結露水、水分を吹き飛ばし、燃料電池スタック６の流体に水を停滞させない。これにより、酸化剤極側、燃料極側のフラッディングを防止し、電極反応面積が減少し反応ガス（水素、酸素）不足となることによる、電池性能、セル電圧等の低下がない。
【０１９５】
なお、以上で説明した本発明の第１、第２、第３の実施の形態に係る燃料電池発電システム１０１、２０１、３０１又は燃料電池発電システム１０１、２０１、３０１の運転方法は、上述した実施の形態に限定されず、特許請求の範囲に記載された範囲で種々の変更が可能である。
【０１９６】
例えば、利用率変動手段は、燃料処理装置１に供給する炭化水素系燃料の供給量を変動させる炭化水素系燃料供給量変動手段としての改質用原料流量制御弁２８、燃料処理装置１の改質の温度を変動させる改質温度変動手段としての燃焼用原料流量制御弁２７、燃料電池スタック６の発電負荷を変動させる発電負荷変動手段としてのパワーコンディショナー７からなる群より選択された少なくとも一つの手段であればよく、燃焼用原料流量制御弁２７、改質用原料流量制御弁２８、パワーコンディショナー７をそれぞれ備えてもよい。
【０１９７】
また、炭化水素系燃料供給量変動手段、改質温度変動手段、発電負荷変動手段も上述した形態に限定されるものではなく、例えば、上述したように、改質用原料流量制御弁２８、パワーコンディショナー７は改質温度変動手段としても機能し得る。さらに、改質用原料４０を供給する改質用原料ブロワ２を炭化水素系燃料供給量変動手段あるいは改質温度変動手段として用いてもよい。
【０１９８】
同様に、利用率低下工程は、燃料処理装置１に供給する炭化水素系燃料の供給量を変動させる炭化水素系燃料供給量変動工程、改質の温度を変動させる改質温度変動工程、燃料電池スタック６の発電負荷を変動させる発電負荷変動工程からなる群より選択された少なくとも一つの工程であればよく、炭化水素系燃料供給量変動工程、改質温度変動工程、発電負荷変動工程をそれぞれ備えてもよい。
【図面の簡単な説明】
【０１９９】
【図１】本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システムの概略構成を示すブロック図である。
【図２】本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システムの低負荷運転の際の運転パラメータの一例を示すグラフである。
【図３】本発明の第１の実施の形態に係る燃料電池発電システムの低負荷運転の際の運転方法を示すフロー図である。
【図４】本発明の第２の実施の形態に係る燃料電池発電システムの低負荷運転の際の運転パラメータの一例を示すグラフである。
【図５】本発明の第２の実施の形態に係る燃料電池発電システムの低負荷運転の際の運転方法を示すフロー図である。
【図６】本発明の第３の実施の形態に係る燃料電池発電システムの低負荷運転の際の運転パラメータの一例を示すグラフである。
【図７】本発明の第３の実施の形態に係る燃料電池発電システムの低負荷運転の際の運転方法を示すフロー図である。
【符号の説明】
【０２００】
１    燃料処理装置
２    改質用原料ブロワ
３    プロセス水用ポンプ
４    制御部
５    回収水タンク
６    燃料電池スタック
７    パワーコンディショナー
８    第１熱交換部
９    第２熱交換部
１０    燃焼部
１１    気水分離器
１２    スタック冷却水用ポンプ
１３    加湿水用ポンプ
１４    第３熱交換部
１５    スタック空気用ブロワ
１６    加湿器
１７    脱硫器
１８    改質部
１９    変成部
２０    選択酸化部
２７    燃焼用原料流量制御弁
２８    改質用原料流量制御弁
３０    燃焼用原料
３１    燃焼用空気
３２    スタック用空気
３３    酸化剤極オフガス
３４    選択酸化用空気
３６    水蒸気発生部
４０    改質用原料
４１    プロセス水
４２    改質ガス
４３    燃料極オフガス
４４    加湿水
５０    燃焼排ガス
６０    スタック冷却水
６１    温熱回収水
６４    ドレン水
６５    余剰水
９０    貯湯槽
１０１、２０１、３０１    燃料電池発電システム
１３０    燃焼用原料供給ライン
１３１    燃焼用空気供給ライン
１３２    スタック用空気供給ライン
１３３    酸化剤極オフガス排出ライン
１３４    選択酸化用空気供給ライン
１４０    原料供給ライン
１４１    プロセス水供給ライン
１４１ａ    水蒸気供給ライン
１４２    改質ガス搬送ライン
１４２ａ    切替ライン
１４３    燃料極オフガス搬送ライン
１４４    加湿水供給ライン
１５０    燃焼排ガス排出ライン
１６０    スタック冷却水循環ライン
１６１    温熱回収水循環ライン
１６４    ドレン水ライン
１６５    余剰水ライン
Ｃ１    低負荷時流量標準時間計測タイマ
Ｃ２    低負荷時流量増加時間計測タイマ
Ｃ３    高負荷時間計測タイマ
Ｔ１    低負荷時流量標準時間
Ｔ２    低負荷時流量増加時間
Ｔ３    高負荷時間
ｉ２７、ｉ２８、ｉ７４    制御信号
ｉ７５    温度信号
【図１】
2006024478.tif 000003
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
2006024478.tif 000007
【図６】
2006024478.tif 000008
【図７】
2006024478.tif 000009