(57)【要約】【課題】放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を、外気に充分に放熱できない場合であっても、簡単な構成で、発電に必要な水を確保できる燃料電池システムを提供する。【解決手段】貯湯タンク３と、燃料電池２１からの排ガスと貯湯タンク３からの湯水とを熱交換させる排ガス熱交換器２と、貯湯タンク３からの湯水を排ガス熱交換器２に搬送する循環ポンプ４と、貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に放熱する放熱器８とを環状に連接して貯湯水循環経路５を構成し、排ガス熱交換器２で排ガス中の水蒸気を凝縮させて水を回収すると共に、排ガス熱交換器２で加温された湯水を貯湯タンク３に貯める燃料電池システムであって、放熱器８の出口側と排ガス熱交換器２の入口側との間の第１経路５ａに配置した入口温度検出器１１の検出温度が所定温度以上になると、循環ポンプ４が湯水の循環流量を増加させる。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
湯水を貯める貯湯タンクと、
燃料電池または水素生成器からの排ガスと前記貯湯タンクからの湯水とを熱交換させる排ガス熱交換器と、
前記貯湯タンクからの湯水を前記排ガス熱交換器に搬送する搬送能力可変の循環ポンプと、
前記貯湯タンクから前記排ガス熱交換器に向かう湯水の流路の途中で前記貯湯タンクからの湯水の熱を外気に放熱するための放熱器と、
を環状に連接して前記貯湯タンクの湯水を循環させる貯湯水循環経路を構成し、前記排ガス熱交換器で前記排ガス中の水蒸気を凝縮させて水を回収すると共に、前記排ガス熱交換器で加温された湯水を前記貯湯タンクに貯める燃料電池システムであって、
前記貯湯水循環経路における前記放熱器の出口側と前記排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になると、前記循環ポンプが前記貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増加させる、燃料電池システム。
【請求項２】
冷却水循環経路を循環して前記燃料電池を冷却する冷却水と前記貯湯水循環経路における前記排ガス熱交換器の出口側と前記貯湯タンクの入口側との間の経路を流れる湯水とを熱交換させる冷却水熱交換器をさらに備えた、請求項１に記載の燃料電池システム。
【請求項３】
前記貯湯水循環経路における前記放熱器の出口側と前記排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になった場合に、前記排ガス熱交換器から流出する湯水の温度が下がり且つ所定下限温度以下の湯水が前記貯湯タンクに流入しないように前記循環ポンプにより前記貯湯水循環経路を循環する湯水の流量が調節される、請求項１または２に記載の燃料電池システム。
【請求項４】
前記放熱器に流入する湯水の温度が所定温度以上の場合に前記放熱器に送風する放熱ファンをさらに備えた、請求項１から３のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
【請求項５】
前記貯湯タンクを迂回するように前記貯湯水循環経路に接続されたバイパス経路と、
前記放熱器側に湯水を流出する前記貯湯タンクの出口部の湯水の温度よりも低温の湯水については前記貯湯タンクを迂回するように前記バイパス経路への通水と前記貯湯タンクへの通水とを切り替える切替手段と、
をさらに備えた、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。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、水素と酸素の直接反応により電気エネルギーを生成する燃料電池システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
燃料電池を用いた発電システムは、発電効率が高く、大気汚染物質もほとんど排出しないため、省エネかつクリーンな発電装置として期待されている。
【０００３】
特に、発電時に発生する熱を貯湯タンクに湯として回収し、その熱を給湯や暖房等に利用する燃料電池コージェネレーションシステムは、総合的なエネルギー効率が高く、家庭用のエネルギー機器としての普及が望まれている。
【０００４】
また、燃料電池を用いた発電システムは、エンジンやタービン等を用いた発電機に比べて、機械的な駆動部が少ないため、発電時の静粛性に優れるという点も、その大きな特長となっている。
【０００５】
以下に、従来の燃料電池システムの構成について、図３を用いて説明する。
【０００６】
図３に示すように、燃料電池５１は、水素生成器５２で生成された水素をアノード６２に、空気ブロワなどにより供給された空気中の酸素をカソード６３にそれぞれ流通させ、電気化学的に反応させることで発電を行う。
【０００７】
ここで、水素生成器５２は、例えば、メタンなどの原料ガスを水蒸気で改質することにより、燃料電池５１の燃料ガスとなる水素を生成するものである。
【０００８】
さらに、貯湯タンク５３および貯湯ポンプ５４と、水素生成器５２の排ガスから熱回収を行う排ガス熱交換器５５と、燃料電池５１のカソード６３から排出されるカソードオフガスから熱回収を行うカソードオフガス熱交換器５６と、燃料電池５１を冷却した冷却水から熱回収を行う冷却水熱交換器５７とを、この順番に配管で環状に連接し、貯湯タンク５３の貯湯水をこの順番に流して加熱するように貯湯水循環経路５９を構成している。
【０００９】
そして、冷却水循環ポンプ６０は、冷却水タンク７３に貯蔵された冷却水を、燃料電池５１内部の冷却部６４と冷却水熱交換器５７と冷却水タンク７３と冷却水循環ポンプ６０とを、順次環状に連接した冷却水循環経路５８に循環させる。
【００１０】
このとき、カソードオフガス熱交換器５６において燃料電池５１のカソード６３から排出されるカソードオフガスを冷却することにより得られた凝縮水と、排ガス熱交換器５５において水素生成器５２の排ガスを冷却することにより得られた凝縮水は、気液分離器７０においてカソードオフガスおよび排ガスと分離される。
【００１１】
そして、気液分離器７０において分離された凝縮水は、まず、凝縮水タンク７５に回収され、次に、冷却水供給ポンプ７４により冷却水供給経路７７を通じて冷却水タンク７３に補給されて、燃料電池５１の冷却水として利用される。
【００１２】
また、冷却水タンク７３の水は、改質水ポンプ７８により水素生成器５２に送られ、水蒸気改質にも利用される。なお、凝縮水タンク７５に回収された凝縮水は、若干の不純物を含むため、冷却水供給経路７７の途中に設けられて水処理装置を構成するイオン交換樹
脂７６を介して純水化されてから、冷却水タンク７３に供給される。
【００１３】
このような燃料電池システムを初めて運転する場合は、あらかじめ冷却水循環経路５８を純水で満たしておく必要がある。
【００１４】
そのため、例えば、貯湯水循環経路５９と凝縮水タンク７５とを、途中に給水弁８１を備えた給水経路８２により接続しておき、燃料電池システムの設置時に、まず給水弁８１を開放して凝縮水タンク７５を貯湯水循環経路５９からの水道水で満たす。
【００１５】
次に冷却水供給ポンプ７４により冷却水タンク７３を純水（凝縮水タンク７５の水をイオン交換樹脂７６で純水化したもの）で満たし、冷却水循環ポンプ６０で冷却水循環経路５８を冷却水タンク７３の純水で満たす。
【００１６】
なお、排ガス熱交換器５５やカソードオフガス熱交換器５６における凝縮水の回収や、燃料電池５１における発電を安定的に行うためには、貯湯タンク５３から送られる湯水の温度を、排ガス熱交換器５５およびカソードオフガス熱交換器５６で凝縮水が得られ、冷却水熱交換器５７で熱交換後の冷却水で燃料電池５１を適温にできる温度に保持する必要がある。
【００１７】
そのために、排ガス熱交換器５５、カソードオフガス熱交換器５６、冷却水熱交換器５７の上流に放熱器７９を設置して、貯湯タンク５３から供給される貯湯水の温度が所定温度より高くなるような場合は、予め、放熱器７９により貯湯水の余分の熱を外気に放熱させて、排ガス熱交換器５５、カソードオフガス熱交換器５６、冷却水熱交換器５７に流入する貯湯水の温度を下げることが提案されている（例えば特許文献１参照）。
【００１８】
なお、特許文献１においては、放熱器７９の入口にサーモスタット８０を設置し、放熱器７９への流入水の温度が所定温度以上か否かによりサーモスタット８０をオンオフさせて、放熱器７９の冷却ファンの駆動および停止を行うとしている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１９】
【特許文献１】特開２００４−１１１２０８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００２０】
しかしながら、上記従来の構成では、放熱器７９により各熱交換器に流入する貯湯水を外気に放熱させているため、夏期の日中のように外気温が高い場合は、放熱器７９の放熱性能が低減し、貯湯タンク５３からの貯湯水の温度が充分に高い場合は、排ガス熱交換器５５、カソードオフガス熱交換器５６、冷却水熱交換器５７に流入する貯湯水の温度を適温まで下げることができない。
【００２１】
特に、外気温が非常に高い場合は、貯湯水の温度を十分に下げることができず、排ガス熱交換器５５などへの入水温度が上がり、その凝縮性能を低下させ、結果的に凝縮水の回収量が減ってしまう。
【００２２】
このような状況が続くと、システム内の凝縮水の保有量が減っていくので、水素生成器５２で水蒸気改質に用いる水（純水）を確保するために、水道水を外部から補充してやる必要が生じる。
【００２３】
その結果、水道水を浄化するためのイオン交換樹脂７６の負荷が増大し、システム内に
多量のイオン交換樹脂７６を保持しておく必要が生じるため、装置の大型化やイニシャルコストの増大を招くという課題があった。
【００２４】
本発明は、上記従来の課題を解決するもので、放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、簡単な構成で、発電に必要な水を確保できる燃料電池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】
【００２５】
上記従来の課題を解決するために、本発明の燃料電池システムは、貯湯水循環経路における放熱器の出口側と燃料電池または水素生成器からの排ガスと貯湯タンクからの湯水とを熱交換させる排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になった場合に、循環ポンプにより貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増加させるのである。
【００２６】
一般に、貯湯水循環経路を循環する湯水の流量（貯湯水循環経路の循環ポンプの搬送能力）は、冷却水を介して燃料電池を安定的に発電できる温度に維持でき、貯湯タンクに適度な温度の湯水を貯めることができるように制御される。
【００２７】
ところで、一般的な燃料電池システムの設置、運転条件では、放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、排ガス熱交換器に流入する貯湯タンクからの湯水の温度は、排ガス熱交換器に流入する燃料電池または水素生成器からの排ガスの温度よりは低いものである。
【００２８】
そのため、貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増加させると、排ガス熱交換器の温度が下がり、排ガス熱交換器で凝縮する排ガス中の水蒸気の量が増加する。
【００２９】
また、夏期の日中のように外気温が高い等の理由で放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合は、貯湯水循環経路における放熱器の出口側と排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になる。
【００３０】
したがって、貯湯水循環経路における放熱器の出口側と排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になった場合に、循環ポンプにより貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増加させることにより、放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、排ガス熱交換器の温度を下げて、排ガス熱交換器で排ガスから回収できる凝縮水を増やすことができる。
【００３１】
また、例えば、放熱器の出口側と排ガス熱交換器の入口側との間を流れる湯水の温度を検知する排ガス熱交換器入口側水温検知手段を設け、循環ポンプの搬送能力を制御する制御器に、排ガス熱交換器入口側水温検知手段の検知温度が所定温度以上になった場合に、循環ポンプの搬送能力を高める制御をさせるという構成を加えるだけで、放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、発電に必要な水を、排ガス熱交換器での排ガスの凝縮水から安定して回収、確保できる。
【００３２】
そのため、水自立性に優れ、信頼性の高い燃料電池システムとなる。また、一方で、イオン交換樹脂や放熱器のコンパクト化も可能となり、システムの大型化やコストの増大も抑制することが可能となる。
【発明の効果】
【００３３】
本発明の燃料電池システムは、簡単な構成で、発電に必要な水を、排ガス熱交換器での排ガスの凝縮水から安定して回収、確保できるので、水自立性に優れ、信頼性が高く、シ
ステムの大型化やコストの増大も抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【００３４】
【図１】本発明の実施の形態１における燃料電池システムの構成図
【図２】本発明の実施の形態２における燃料電池システムの構成図
【図３】従来の燃料電池システムの構成図
【発明を実施するための形態】
【００３５】
第１の発明は、湯水を貯める貯湯タンクと、燃料電池または水素生成器からの排ガスと前記貯湯タンクからの湯水とを熱交換させる排ガス熱交換器と、前記貯湯タンクからの湯水を前記排ガス熱交換器に搬送する搬送能力可変の循環ポンプと、前記貯湯タンクから前記排ガス熱交換器に向かう湯水の流路の途中で前記貯湯タンクからの湯水の熱を外気に放熱するための放熱器と、を環状に連接して前記貯湯タンクの湯水を循環させる貯湯水循環経路を構成し、前記排ガス熱交換器で前記排ガス中の水蒸気を凝縮させて水を回収すると共に、前記排ガス熱交換器で加温された湯水を前記貯湯タンクに貯める燃料電池システムであって、前記貯湯水循環経路における前記放熱器の出口側と前記排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になると、前記循環ポンプが前記貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増加させることを特徴とする、燃料電池システムである。
【００３６】
一般に、貯湯水循環経路を循環する湯水の流量（貯湯水循環経路の循環ポンプの搬送能力）は、冷却水を介して燃料電池を安定的に発電できる温度に維持でき、貯湯タンクに適度な温度の湯水を貯めることができるように制御される。
【００３７】
ところで、一般的な燃料電池システムの設置、運転条件では、放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、排ガス熱交換器に流入する貯湯タンクからの湯水の温度は、排ガス熱交換器に流入する燃料電池または水素生成器からの排ガスの温度よりは低いものである。
【００３８】
そのため、貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増加させると、排ガス熱交換器の温度が下がり、排ガス熱交換器で凝縮する排ガス中の水蒸気の量が増加する。
【００３９】
また、夏期の日中のように外気温が高い等の理由で放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合は、貯湯水循環経路における放熱器の出口側と排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になる。
【００４０】
したがって、貯湯水循環経路における放熱器の出口側と排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になった場合に、循環ポンプにより貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増加させることにより、放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、排ガス熱交換器の温度を下げて、排ガス熱交換器で排ガスから回収できる凝縮水を増やすことができる。
【００４１】
また、例えば、放熱器の出口側と排ガス熱交換器の入口側との間を流れる湯水の温度を検知する排ガス熱交換器入口側水温検知手段を設け、循環ポンプの搬送能力を制御する制御器に、排ガス熱交換器入口側水温検知手段の検知温度が所定温度以上になった場合に、循環ポンプの搬送能力を高める制御をさせるという構成を加えるだけで、放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、発電に必要な水を、排ガス熱交換器での排ガスの凝縮水から安定して回収、確保できる。
【００４２】
そのため、水自立性に優れ、信頼性の高い燃料電池システムとなる。また、一方で、イ
オン交換樹脂や放熱器のコンパクト化も可能となり、システムの大型化やコストの増大も抑制することが可能となる。
【００４３】
なお、貯湯水循環経路を循環する湯水の流量増加で排ガス熱交換器の温度が下がる場合は、排ガス熱交換器から流出する湯水の温度が下がるので、排ガス熱交換器から流出する湯水の温度を検知する排ガス熱交換器出口側水温検知手段をさらに設け、循環ポンプの搬送能力を制御する制御器に、排ガス熱交換器入口側水温検知手段の検知温度が所定温度以上になった場合に、排ガス熱交換器出口側水温検知手段の検知温度が下がるように、循環ポンプの搬送能力を高める制御をさせることが望ましい。
【００４４】
なお、燃料電池または水素生成器からの排ガスとは、燃料電池から排出されるオフガス（特に、燃料電池のカソードから排出されるカソードオフガス）と、水素生成器から排出される排ガス（燃料電池に供給される水素を主成分とした燃料ガス、または燃料電池のアノードから排出されるアノードオフガスを燃焼させる等して水素生成器を加熱する燃焼器の排ガス）の少なくともいずれか一方のことである。
【００４５】
燃料電池から排出されるオフガスと水素生成器から排出される排ガスの両方とも排ガスに水蒸気を含んでいるので、両方が好ましいが、両方の場合は、燃料電池から排出されるオフガスと貯湯タンクからの湯水とを熱交換させる排ガス熱交換器（オフガス熱交換器）と、水素生成器から排出される排ガスと貯湯タンクからの湯水とを熱交換させる排ガス熱交換器とを別々に設けても構わない。
【００４６】
第２の発明は、第１の発明において、冷却水循環経路を循環して前記燃料電池を冷却する冷却水と前記貯湯水循環経路における前記排ガス熱交換器の出口側と前記貯湯タンクの入口側との間の経路を流れる湯水とを熱交換させる冷却水熱交換器をさらに備えたものである。
【００４７】
これにより、発電に必要な水を、排ガス熱交換器での排ガスの凝縮水から安定して回収しながら、冷却水熱交換器で熱交換後の冷却水で燃料電池を適温に維持することが可能になり、発電に必要な水を、排ガス熱交換器での排ガスの凝縮水から安定して回収するために、排ガス熱交換器から流出する湯水の温度が下がるように、貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増加させた場合でも、排ガス熱交換器から流出した湯水を冷却水熱交換器で加温してから貯湯タンクに貯めることができる。
【００４８】
したがって、燃料電池モジュールの熱を効率的に回収して貯湯タンク内に高温の湯水として貯めることができるため、省エネ性と利便性に優れた燃料電池システムを提供することが可能となる。
【００４９】
なお、貯湯水循環経路における放熱器の出口側と排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になった場合に、循環ポンプにより貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増加させると、冷却水熱交換器に流入する湯水の流量が増加するとともに冷却水熱交換器に流入する湯水の温度が下がるので、燃料電池が必要以上に冷却水で冷却されてしまう可能性がある。
【００５０】
そこで、冷却水が燃料電池を発電に適した温度に冷却するように、冷却水循環経路の冷却水を循環させる冷却水循環ポンプの搬送能力を、燃料電池との熱交換を終えて燃料電池から流出する冷却水の温度が所定温度範囲に収まるように制御することが望ましい。
【００５１】
第３の発明は、第１または第２の発明において、前記貯湯水循環経路における前記放熱器の出口側と前記排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以
上になった場合に、前記排ガス熱交換器から流出する湯水の温度が下がり且つ所定下限温度以下の湯水が前記貯湯タンクに流入しないように前記循環ポンプにより前記貯湯水循環経路を循環する湯水の流量が調節されるものである。
【００５２】
これにより、放熱器で貯湯タンクからの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、排ガス熱交換器の温度を下げて、排ガス熱交換器で排ガスから凝縮水として回収する水の量を確実に増やしながら、貯湯タンクに貯める湯水の温度が所定下限温度以下になることを防止できる。
【００５３】
なお、排ガス熱交換器の出口側と貯湯タンクの入口側との間に冷却水熱交換器を備えていない場合の第３の発明は、貯湯水循環経路における排ガス熱交換器の出口側と貯湯タンクの入口側との間の経路を流れる湯水の温度を検知する排ガス熱交換器出口側水温検知手段を設け、循環ポンプの搬送能力を制御する制御器に、排ガス熱交換器入口側水温検知手段の検知温度が所定温度以上になった場合に、排ガス熱交換器出口側水温検知手段の検知温度が所定下限温度以下にならない程度に下がるように、循環ポンプの搬送能力を高める制御をさせることにより実現できる。
【００５４】
上記構成において、貯湯水循環経路に貯湯タンクを迂回するバイパス経路を有する場合は、排ガス熱交換器出口側水温検知手段を、貯湯水循環経路における排ガス熱交換器の出口側と貯湯タンクの入口側との間のバイパス経路との分岐点よりも上流側に設ける。
【００５５】
また、排ガス熱交換器の出口側と貯湯タンクの入口側との間に冷却水熱交換器を備えている場合の第３の発明は、貯湯水循環経路における排ガス熱交換器の出口側と冷却水熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度を検知する排ガス熱交換器出口側水温検知手段と、冷却水熱交換器の出口側と貯湯タンクの入口側との間の経路を流れる湯水の温度を検知する冷却水熱交換器出口側水温検知手段とを設け、循環ポンプの搬送能力を制御する制御器に、排ガス熱交換器入口側水温検知手段の検知温度が所定温度以上になった場合に、排ガス熱交換器出口側水温検知手段の検知温度が下がり、且つ、冷却水熱交換器出口側水温検知手段の検知温度が所定下限温度以下にならないように、循環ポンプの搬送能力を高める制御をさせることにより実現できる。
【００５６】
上記構成において、貯湯水循環経路に貯湯タンクを迂回するバイパス経路を有する場合は、冷却水熱交換器出口側水温検知手段を、貯湯水循環経路における冷却水熱交換器の出口側と貯湯タンクの入口側との間のバイパス経路との分岐点よりも上流側に設ける。
【００５７】
なお、排ガス熱交換器の出口側と貯湯タンクの入口側との間に冷却水熱交換器を備えている場合は、排ガス熱交換器から流出した湯水を冷却水熱交換器で加温してから貯湯タンクに貯めることができるので、排ガス熱交換器の出口側と貯湯タンクの入口側との間に冷却水熱交換器を備えていない場合よりも、循環ポンプの搬送能力を高めて、排ガス熱交換器での排ガスの凝縮水の量を増やすことができる。
【００５８】
第４の発明は、第１から第３のいずれか１つの発明において、前記放熱器に流入する湯水の温度が所定温度以上の場合に前記放熱器に送風する放熱ファンをさらに備えたものである。
【００５９】
これにより、放熱器に流入する湯水の温度が所定温度（夏期の日中の外気温よりも高い温度）以上の場合に、放熱ファンを駆動して放熱器に外気を強制送風して、送風しない場合よりも放熱器から流出する湯水の温度を外気温に近い温度に下げることができる。
【００６０】
また、放熱器に流入する湯水の温度が所定温度以上の場合に放熱器を、放熱効果が高い
放熱器として機能させて、放熱器から流出する湯水の温度を外気との熱交換で下げることができるので、貯湯タンクにおける放熱器側への湯水の流出部となる貯湯タンクの底部の湯水まで充分な高温になるまで貯湯タンクに満杯の湯水を貯めた場合でも、燃料電池で発電することができる。
【００６１】
また、循環ポンプにより貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を調節するだけでは、排ガス熱交換器の温度を下げて、排ガス熱交換器で排ガスから凝縮水として回収する水の量を増やすことが困難な場合でも、放熱ファンの駆動により放熱効果が高められた放熱器により、排ガス熱交換器に流入する湯水の温度を下げることにより、排ガス熱交換器の温度を下げて、排ガス熱交換器で排ガスから凝縮水として回収する水の量を確実に増やすことができる。
【００６２】
また、放熱器に流入する湯水の温度が所定温度以上の場合に、放熱ファンを駆動して放熱器に外気を強制送風して、送風しない場合よりも放熱器から流出する湯水の温度を外気温に近い温度に下げるので、貯湯水循環経路における放熱器の出口側と排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になる場合が、放熱器に流入する湯水の温度が所定温度以上で且つ夏期の日中で外気温が非常に高い場合に限られることになる。
【００６３】
したがって、貯湯水循環経路における放熱器の出口側と排ガス熱交換器の入口側との間の経路を流れる湯水の温度が所定温度以上になったことにより循環ポンプが貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増やす場合が、放熱器に流入する湯水の温度が所定温度以上で且つ夏期の日中で外気温が非常に高い場合のみと、少なくなり、貯湯タンクに通常より低温の湯水をためることが少なくなる。
【００６４】
また、排ガス熱交換器の出口側と貯湯タンクの入口側との間に冷却水熱交換器を備えている場合は、排ガス熱交換器で排ガスから凝縮水として回収する水の量を確保するために貯湯水循環経路を循環する湯水の流量を増やす場合が少なくなるため、冷却水を介して燃料電池を安定的に発電できる温度に維持しやすくなる。
【００６５】
第５の発明は、第１から第４のいずれか１つの発明において、前記貯湯タンクを迂回するように前記貯湯水循環経路に接続されたバイパス経路と、前記放熱器側に湯水を流出する前記貯湯タンクの出口部の湯水の温度よりも低温の湯水については前記貯湯タンクを迂回するように前記バイパス経路への通水と前記貯湯タンクへの通水とを切り替える切替手段とをさらに備えたものである。
【００６６】
これによれば、貯湯水循環経路を流れ燃料電池モジュールの熱を回収した後の湯水と、放熱器側に湯水を流出する貯湯タンクの出口部の湯水のどちらか温度が低い方の湯水を放熱器に流して、排ガス熱交換器で効率よく凝縮水を回収することができる。
【００６７】
また、貯湯タンクにおける放熱器側への湯水の流出部（出口部）となる貯湯タンクの底部の湯水まで充分な高温になるまで貯湯タンクに満杯の湯水を貯めた場合でも、せっかく貯湯タンクに貯めた湯水を放熱器で放熱させ、貯湯タンク内の湯水の温度を下げることなく、燃料電池で発電することができるため、省エネ性と利便性に優れたシステムを実現することができる。
【００６８】
以下、本発明の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。なお、この実施の形態によって本発明が限定されるものではない。
【００６９】
（実施の形態１）
以下に、本発明の実施の形態１の燃料電池システムについて、図１を用いて説明する。
【００７０】
図１は、本発明の実施の形態１における燃料電池システムの構成図である。
【００７１】
図１に示すように、本実施の形態１の燃料電池システムは、燃料電池モジュール１と、燃料電池モジュール１の排熱を回収する排熱回収熱交換器としての排ガス熱交換器２と、排ガス熱交換器２からの温水を貯留する貯湯タンク３から構成される。
【００７２】
燃料電池モジュール１は、アノード２２およびカソード２３を有すると共に水素含有ガスおよび酸化剤ガスを用いて発電する燃料電池２１と、原料ガスを改質して水素含有ガスを生成する水素生成器２４を備えている。
【００７３】
燃料電池２１は、例えば、固体酸化物形の燃料電池であり、水素生成器２４で生成された水素含有ガスと、空気ブロワなどから送られた酸化剤ガス（空気中の酸素）とを、燃料極であるアノード２２および酸素極であるカソード２３において電気化学的に反応させて発電を行う。
【００７４】
燃料電池２１において電気化学反応を行った後に得られる排ガスは、主に水蒸気と二酸化炭素から構成された高温ガスである。
【００７５】
燃料電池２１からの排ガスを外部に排出する排気経路２５は、排ガス熱交換器２を経由して、排気経路２５を流れる排ガス中に含まれる水分が凝縮して発生する凝縮水を溜める凝縮水タンク１０に接続されている。
【００７６】
凝縮水タンク１０と水素生成器２４とを接続する改質水経路２６には、凝縮水タンク１０に貯留された水を改質水として水素生成器２４に搬送する改質水ポンプ２７と、凝縮水タンク１０から搬送された水を浄化するイオン交換樹脂２８が設けられている。
【００７７】
水素生成器２４は、例えば、メタンやプロパン等の炭化水素ガスを含む原料ガスから、触媒による改質反応、例えば水蒸気改質反応により燃料電池２１のアノード２２に供給する水素（水素含有ガス）を生成する。
【００７８】
燃料電池モジュール１がこのような水素生成器２４を備えることで、都市ガス、ＬＰガス、灯油などの様々な原料ガスを利用して発電が行えるため、燃料電池システムの汎用性はより高いものとなる。
【００７９】
排ガス熱交換器２は、燃料電池モジュール１からの排気経路２５と、貯湯タンク３中の湯水を循環ポンプ４により循環する貯湯水循環経路５とに跨って設置され、燃料電池モジュール１からの排気経路２５の排ガスと貯湯タンク３からの貯湯水循環経路５の湯水とが熱交換するように構成されている。
【００８０】
貯湯タンク３は、燃料電池モジュール１が発生する熱を排ガス熱交換器２で回収し、湯水として溜めるものである。貯湯タンク３への給水や貯湯タンク３から外部への給湯を行うために、給水入口管４１、減圧弁４２、第１給水管４３および第２給水管４４、出湯管４５、混合弁４６、給湯出口管４７を備えている。
【００８１】
貯湯タンク３への給水は、一般の上水管に接続された給水入口管４１から、減圧弁４２と第１給水管４３を経由して貯湯タンク３内の底部に行われる。
【００８２】
また、貯湯タンク３からの給湯は、上水管に接続された給水入口管４１から、減圧弁４
２と第２給水管４４を経由して供給された水と、貯湯タンク３の上部から出湯管４５を経由して出湯された湯とが、混合弁４６で適温に混合され、給湯出口管４７を介して外部に供給される。
【００８３】
本実施の形態１の燃料電池システムは、貯湯水循環経路５のうちの貯湯タンク３の底部の出口側と排ガス熱交換器２の入口側との間の第１経路５ａに、湯水を放熱させる放熱器８を備えている。
【００８４】
この放熱器８は、湯水と周辺空気との熱交換を行う空気熱交換器６と、この空気熱交換器６に外気を供給し、貯湯タンク３から送られる湯水を外気により強制冷却するための放熱ファン７から構成されている。空気熱交換器６としては、例えば、フィンチューブ式の熱交換器を用いることができる。
【００８５】
また、第１経路５ａのうちの放熱器８の出口側と排ガス熱交換器２の入口側との間の経路には、排ガス熱交換器２の入口側の湯水の温度（第１温度）を検出する入口温度検出器１１を備えている。
【００８６】
また、貯湯水循環経路５のうちの排ガス熱交換器２の出口側と貯湯タンク３の入口側との間の第２経路５ｂには、排ガス熱交換器２の出口側の湯水の温度（第２温度）を検出する出口温度検出器１２を備えている。
【００８７】
さらに、貯湯タンク３の底部には、貯湯タンク３から第１経路５ａに排出される湯水の温度（第３温度）を検出するタンク温度検出器１３を備えている。
【００８８】
また、第２経路５ｂと、第１経路５ａのうちの貯湯タンク３の出口側と放熱器８の入口側との間の経路とを接続するバイパス経路１４を備えるとともに、第２経路５ｂには、バイパス経路１４側又は貯湯タンク３側への湯水の通流を切り替える切り替え部１５を備えている。
【００８９】
制御器９は、通常は、出口温度検出器１２によって検出される排ガス熱交換器２の出口水温が、予め設定される所定温度（例えば８０℃）となるように、循環ポンプ４が循環する湯水の流量を制御する。
【００９０】
本実施の形態１の燃料電池システムの制御器９は、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器２の入口水温（第１温度）が予め設定される所定温度以上である場合に、放熱器８の放熱ファン７を運転すると共に、循環ポンプ４により循環する湯水の流量を増加させる。
【００９１】
さらに、制御器９は、排ガス熱交換器２の出口水温（第２温度）が、貯湯タンク３から第１経路５ａに排出される湯水の温度（第３温度）よりも低い場合は、バイパス経路１４側へ第２経路５ｂを流れる湯水が通流するよう切り替え部１５を制御する。
【００９２】
なお、排ガス熱交換器２の出口水温（第２温度）が、貯湯タンク３から第１経路５ａに排出される湯水の温度（第３温度）以上である場合は、切り替え部１５より上流側で第２経路５ｂを流れる湯水を貯湯タンク３側へそのまま通流する。
【００９３】
本実施の形態１の燃料電池システムでは、貯湯水循環経路５から凝縮水タンク１０に給水するための経路３０が、給水弁２９を介して第１経路５ａと凝縮水タンク１０との間に接続されている。
【００９４】
そして、燃料電池システムの初期設置時には、まず給水弁２９を開放して凝縮水タンク１０を貯湯タンク３から第１経路５ａに流れる水道水で満たし、次に凝縮水タンク１０の水を改質水ポンプ２７によりイオン交換樹脂２８を介して水素生成器２４に供給する。
【００９５】
凝縮水タンク１０の水は、イオン交換樹脂２８を通過することにより純水化された後に水素生成器２４に供給され、水素生成器２４での水蒸気改質に利用される。
【００９６】
水素生成器２４に供給される水に不純物が含まれると、水素生成器２４内部の触媒の劣化が進んだり、その蒸発部にスケールが付着して、改質性能が劣化する原因となる。
【００９７】
燃料電池２１からの排ガス中に含まれる水分を凝縮させたものは、不純物をほとんど含まない純水である。
【００９８】
したがって、通常の運転時には、この凝縮水をシステム内部で十分に回収し、改質水として利用することが望ましい。また、残留塩素等を含んだ外部からの水道水の供給を抑制し、システム内部での水の自立性を高めることが、イオン交換樹脂２８の容量の低減や、長期的なシステムの信頼性確保につながる。
【００９９】
貯湯タンク３の蓄熱量が少ない場合、例えば、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器２の入口水温が所定温度（例えば４０℃）より低い場合は、循環ポンプ４により、貯湯タンク３内の湯水を、排ガス熱交換器２へ供給し、この排ガス熱交換器２において、燃料電池モジュール１の排熱を回収して貯湯タンク３へ蓄熱する。
【０１００】
なお、貯湯タンク３内に安定した蓄熱量を確保するために、前述したように、排ガス熱交換器２の出口温度検出器１２で検出される温度が、所定の目標温度（例えば８０℃）となるように、循環ポンプ４の回転数を変化させ、送られる湯水の流量を制御するのが一般的である。
【０１０１】
ここで、貯湯タンク３の蓄熱量が十分多い場合、例えば入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器２の入口水温が所定の値（例えば、４０℃）以上である場合は、制御器９の指令により、放熱器８を動作させ、貯湯タンク３から排ガス熱交換器２に送られる湯水を冷却する。
【０１０２】
具体的には、放熱ファン７を駆動させることにより、空気熱交換器６に外気を送風し、この空気熱交換器６に供給された湯水を外気に放熱させ冷却する。この放熱した湯水は、排ガス熱交換器２において、燃料電池モジュール１の排熱を回収して貯湯タンク３へ蓄熱する。
【０１０３】
なお、貯湯タンク３からの湯水を冷却する必要があるかどうかは、排ガス熱交換器２での凝縮性能が十分確保されるか否かで判断されるものである。
【０１０４】
ところで、排ガス熱交換器２での水の凝縮量は、燃料電池モジュール１からの排ガスの温度や成分、排ガス熱交換器２の熱交換性能に依存するものであるが、排ガス熱交換器２への入水温度が、例えば４０℃より低い場合に、十分な量の凝縮水を確保することができるものであれば、入口温度検出器１１で検出される湯水の温度が４０℃以上であれば、放熱器８を用いて外気により冷却するものとすればよい。
【０１０５】
但し、放熱器８により、外気に対して、排ガス熱交換器２に流入する貯湯水を放熱させているため、夏期の日中のように外気温度が高い場合、例えば、３５℃から４０℃近くになるような場合、貯湯水の温度（例えば４０℃）と外気温の温度差が小さくなるため、放
熱器８の放熱性能が低減し、排ガス熱交換器２に流入する貯湯水の温度が高くなってしまう。
【０１０６】
そこで、制御器９は、例えば、放熱器８が動作しているような状況でも、排ガス熱交換器２の入口水温が、予め設定される所定温度以上である場合は、循環ポンプ４が循環する湯水の流量を増加させ、排ガス熱交換器２の出口水温が低下（例えば８０→６０℃）するように循環ポンプ４を制御する。
【０１０７】
これによれば、外気温が高く、放熱器８の放熱性能が低減し、排ガス熱交換器２の入水温度が高くなるような場合も、燃料電池モジュール１の排熱を回収する排ガス熱交換器２の内部温度を低下させることができる。
【０１０８】
排ガスの凝縮をより低い温度で行うことができれば、凝縮水量を増加させることができる。燃料電池モジュール１からの水蒸気を含む排ガスの凝縮性能を確保することで、水自立性に優れ信頼性の高い燃料電池システムを提供することが可能となる。一方で、イオン交換樹脂２８の容量や放熱器８の伝熱面積を抑制することで、それらのコンパクト化も可能となり、システムの大型化やコストの増大も抑制することが可能となる。
【０１０９】
このとき、一方で、排ガス熱交換器２の出口水温を必要以上に低下させないようにすることが望ましい。
【０１１０】
循環ポンプ４により貯湯水の流量を増加させた結果、排ガス熱交換器２の出口水温が、例えば、５０℃以下となるような場合、貯湯タンク３上部の高温の湯水に対して、排ガス熱交換器２にからそれよりもかなり低い温度の湯水が混合されることになり、結果的に貯湯タンク３の蓄熱量が低減してしまうことが考えられる。
【０１１１】
そこで、排ガス熱交換器２の出口水温が予め設定される温度（例えば６０℃）以下とならないよう循環ポンプ４を制御することが望ましい。
【０１１２】
これによれば、排ガス熱交換器２の出口水温を必要以上に低下させることなく、ユーザーが熱利用できる湯水を貯湯タンク３内に十分確保することができるため、省エネ性と利便性に優れたシステムを実現することができる。
【０１１３】
なお、排ガス熱交換器２の出口水温（例えば６０℃）が、貯湯タンク３から排出される湯水の温度（例えば７０℃）よりも低いような場合に、湯水を貯湯タンク３側へそのまま通流すると、貯湯タンク３に６０℃の湯水を流入させ、７０℃の湯水を排出することになる。
【０１１４】
システムの省エネ性を十分確保するためには、貯湯タンク３の蓄熱量はなるべく多く保持しておくのが望ましい。
【０１１５】
そこで、制御器９は、排ガス熱交換器２の出口水温が、貯湯タンク３から排出される湯水の温度以上である場合は、湯水を貯湯タンク３側へそのまま通流し、排ガス熱交換器２の出口水温が、貯湯タンク３から排出される湯水の温度よりも低い場合は、切り替え部１５を制御し、湯水がバイパス経路１４を経由して放熱器８および排ガス熱交換器２側へ通流するようにする。
【０１１６】
これによれば、排ガス熱交換器２出口の湯水の温度と、貯湯タンク３から供給される湯水の温度とを比較し、より低いほうを放熱器８に供することができ、貯湯タンク３に蓄えられた湯からの放熱を抑制することができるため、省エネ性の高いシステムを実現するこ
とができる。
【０１１７】
したがって、本実施の形態によれば、簡単な構成で水自立性を確保し、信頼性と省エネ性に優れた燃料電池システムを提供することが可能となる。
【０１１８】
本実施の形態１の燃料電池システムは、湯水を貯める貯湯タンク３と、燃料電池２１からの排ガスと貯湯タンク３からの湯水とを熱交換させる排ガス熱交換器２と、貯湯タンク３からの湯水を排ガス熱交換器２に搬送する搬送能力可変の循環ポンプ４と、貯湯タンク３から排ガス熱交換器２に向かう湯水の流路の途中で貯湯タンク３からの湯水の熱を外気に放熱するための放熱器８とを環状に連接して貯湯タンク３の湯水を循環させる貯湯水循環経路５を構成し、排ガス熱交換器２で排ガス中の水蒸気を凝縮させて水を回収すると共に、排ガス熱交換器２で加温された湯水を貯湯タンク３に貯める燃料電池システムであって、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器２の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度（入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器２の入口水温（第１温度））が所定温度（例えば４０℃）以上になると、循環ポンプ４が貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増加させることを特徴とする、燃料電池システムである。
【０１１９】
一般に、貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量（貯湯水循環経路５の循環ポンプ４の搬送能力）は、冷却水を介して燃料電池２１を安定的に発電できる温度に維持でき、貯湯タンク３に適度な温度の湯水を貯めることができるように制御される。
【０１２０】
ところで、一般的な燃料電池システムの設置、運転条件では、放熱器８で貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、排ガス熱交換器２に流入する貯湯タンク３からの湯水の温度は、排ガス熱交換器２に流入する燃料電池２１からの排ガスの温度よりは低いものである。
【０１２１】
そのため、貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増加させると、排ガス熱交換器２の温度が下がり、排ガス熱交換器２で凝縮する排ガス中の水蒸気の量が増加する。
【０１２２】
また、夏期の日中のように外気温が高い等の理由で放熱器８で貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合は、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器２の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度が所定温度（例えば４０℃）以上になる。
【０１２３】
したがって、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器２の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度が所定温度（例えば４０℃）以上になった場合に、循環ポンプ４により貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増加させることにより、放熱器８で貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、排ガス熱交換器２の温度を下げて、排ガス熱交換器２で排ガスから回収できる凝縮水を増やすことが可能になる。
【０１２４】
また、放熱器８の出口側と排ガス熱交換器２の入口側との間を流れる湯水の温度を検知する排ガス熱交換器入口側水温検知手段としての入口温度検出器１１を設け、循環ポンプ４の搬送能力を制御する制御器９に、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器２の入口水温（第１温度）が所定温度（例えば４０℃）以上になった場合に、循環ポンプ４の搬送能力を高める制御をさせるという構成を加えるだけで、放熱器８で貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、発電に必要な水を、排ガス熱交換器２での排ガスの凝縮水から安定して回収、確保できる。
【０１２５】
そのため、水自立性に優れ、信頼性の高い燃料電池システムとなる。また、一方で、イオン交換樹脂２８や放熱器８のコンパクト化も可能となり、システムの大型化やコストの増大も抑制することが可能となる。
【０１２６】
本実施の形態１の燃料電池システムは、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器２の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度（入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器２の入口水温（第１温度））が所定温度（例えば４０℃）以上になった場合に、排ガス熱交換器２から流出する湯水の温度が下がり且つ所定下限温度（例えば６０℃）以下の湯水が貯湯タンク３に流入しないように循環ポンプ４により貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量が調節される。
【０１２７】
これにより、放熱器８で貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、排ガス熱交換器２の温度を下げて、排ガス熱交換器２で排ガスから凝縮水として回収する水の量を確実に増やしながら、貯湯タンク３に貯める湯水の温度が所定下限温度（例えば６０℃）以下になることを防止できる。
【０１２８】
本実施の形態１の燃料電池システムは、貯湯水循環経路５における排ガス熱交換器２の出口側と貯湯タンク３の入口側との間の経路を流れる湯水の温度を検知する排ガス熱交換器出口側水温検知手段としての出口温度検出器１２を設け、循環ポンプ４の搬送能力を制御する制御器９に、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器２の入口水温（第１温度）が所定温度（例えば４０℃）以上になった場合には、出口温度検出器１２の検知温度（第２温度）が所定下限温度（例えば６０℃）以下にならない程度に下がるように、循環ポンプ４の搬送能力を高める制御をさせている。
【０１２９】
本実施の形態１の燃料電池システムは、貯湯水循環経路５に貯湯タンク３を迂回するバイパス経路１４を有するので、排ガス熱交換器出口側水温検知手段としての出口温度検出器１２を、貯湯水循環経路５における排ガス熱交換器２の出口側と貯湯タンク３の入口側との間の第２経路５ｂにおけるバイパス経路１４との分岐点（切り替え部１５）よりも上流側に設けている。
【０１３０】
本実施の形態１の燃料電池システムは、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度以上の場合に放熱器８に送風する放熱ファン７を備えている。
【０１３１】
これにより、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度（夏期の日中の外気温よりも高い温度、例えば６０℃）以上の場合に、制御器９が放熱ファン７を駆動して放熱器８に外気を強制送風して、送風しない場合よりも放熱器８から流出する湯水の温度を外気温に近い温度に下げることができる。
【０１３２】
また、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度（例えば６０℃）以上の場合に放熱器８を、放熱効果が高い放熱器８として機能させて、放熱器８から流出する湯水の温度を外気との熱交換で下げることができるので、貯湯タンク３における放熱器８側への湯水の流出部となる貯湯タンク３の底部の湯水まで充分な高温（例えば７０℃）になるまで貯湯タンク３に満杯の湯水を貯めた場合でも、燃料電池２１で発電することができる。
【０１３３】
また、循環ポンプ４により貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を調節する（増加させる）だけでは、排ガス熱交換器２の温度を下げて、排ガス熱交換器２で排ガスから凝縮水として回収する水の量を増やすことが困難な場合でも、放熱ファン７の駆動により放熱効果が高められた放熱器８により、排ガス熱交換器２に流入する湯水の温度を下げることにより、排ガス熱交換器２の温度を下げて、排ガス熱交換器２で排ガスから凝縮水として回収する水の量を確実に増やすことができる。
【０１３４】
また、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度（例えば６０℃）以上の場合に、放熱ファン７を駆動して放熱器８に外気を強制送風して、送風しない場合よりも放熱器８から流出する湯水の温度を外気温に近い温度に下げるので、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器２の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度（入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器２の入口水温（第１温度））が所定温度（例えば４０℃）以上になる場合が、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度（例えば６０℃）以上で且つ夏期の日中で外気温が非常に高い場合に限られることになる。
【０１３５】
したがって、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器２の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度（入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器２の入口水温（第１温度））が所定温度（例えば４０℃）以上になったことにより循環ポンプ４が貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増やす場合が、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度（例えば６０℃）以上で且つ夏期の日中で外気温が非常に高い場合のみと、少なくなり、貯湯タンク３に通常より低温の湯水をためることが少なくなる。
【０１３６】
なお、本実施の形態では、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器２の入口水温（第１温度）が所定の値（例えば、４０℃）以上である場合に、制御器９が、放熱ファン７を駆動すると説明したが、放熱ファン７により放熱器８から流出する湯水の温度が放熱ファン７の停止温度まで低下する場合には、放熱ファン７の運転と停止を繰り返す可能性がある。
【０１３７】
そのため、放熱器８に流入する湯水の温度を検知する手段を入口温度検出器１１とは別に放熱器８の入口側に設けて、その検知温度が所定の値（例えば６０℃）以上である場合に、制御器９が、放熱ファン７を駆動するようにした方が良い。
【０１３８】
本実施の形態１の燃料電池システムは、貯湯タンク３を迂回するように貯湯水循環経路５に接続されたバイパス経路１４と、放熱器８側に湯水を流出する貯湯タンク３の出口部の湯水の温度（貯湯タンク３の底部に設けられたタンク温度検出器１３が検出する第３温度）よりも低温の湯水については貯湯タンク３を迂回するようにバイパス経路１４への通水と貯湯タンク３への通水とを切り替える切替手段としての切り替え部１５とを備えている。
【０１３９】
これによれば、貯湯水循環経路５を流れ燃料電池モジュール１の熱を回収した後の排ガス熱交換器２から流出する湯水と、放熱器８側に湯水を流出する貯湯タンク３の出口部（貯湯タンク３の底部）の湯水のどちらか温度が低い方の湯水を放熱器８に流して、排ガス熱交換器２で効率よく凝縮水を回収することができる。
【０１４０】
また、貯湯タンク３における放熱器８側への湯水の流出部（出口部）となる貯湯タンク３の底部の湯水まで充分な高温（例えば７０℃）になるまで（貯湯タンク３の底部に設けられたタンク温度検出器１３が検出する第３温度が充分な高温（例えば７０℃）になるまで）貯湯タンク３に満杯の湯水を貯めた場合でも、せっかく貯湯タンク３に貯めた湯水を放熱器８で放熱させ、貯湯タンク３内の湯水の温度を下げることなく、燃料電池２１で発電することができるため、省エネ性と利便性に優れたシステムを実現することができる。
【０１４１】
（実施の形態２）
以下に、本発明の実施の形態２の燃料電池システムについて、図２を用いて説明する。
【０１４２】
図２は、本発明の実施の形態２における燃料電池システムの構成図である。
【０１４３】
図２に示すように、本実施の形態２の燃料電池システムは、燃料電池モジュール１と、燃料電池モジュール１の排熱を回収する排ガス熱交換器９１、カソードオフガス熱交換器９２および冷却水熱交換器９３と、これらの熱交換器からの温水を貯留する貯湯タンク３とから構成される。
【０１４４】
燃料電池モジュール１は、アノード２２およびカソード２３を有し、水素含有ガスおよび酸化剤ガスを用いて発電する燃料電池２１と、原料ガスを改質して水素含有ガスを生成する水素生成器２４を備えている。
【０１４５】
燃料電池２１は、例えば、固体高分子形の燃料電池であり、水素生成器２４で生成された水素含有ガスと、空気ブロワなどから送られた酸化剤ガス（空気中の酸素）とを、燃料極であるアノード２２および酸素極であるカソード２３において電気化学的に反応させて発電を行うものである。
【０１４６】
水素生成器２４は、例えば、メタンやプロパン等の炭化水素ガスを含む原料ガスから、触媒による改質反応（例えば水蒸気改質反応）により水素を生成し、燃料電池２１のアノード２２に送出する。
【０１４７】
燃料電池モジュール１がこのような水素生成器２４を備えることで、都市ガス、ＬＰガス、灯油などの様々な原料ガスを利用して発電が行えるため、燃料電池システムの汎用性はより高いものとなる。
【０１４８】
貯湯タンク３からの湯水は、循環ポンプ４により、貯湯水循環経路５を循環し、燃料電池２１のアノードオフガス等の可燃性ガスを燃焼することで水素生成器２４を加熱する燃焼器８３からの排ガスの排熱を回収する排ガス熱交換器９１と、燃料電池２１のカソードオフガスの排熱を回収するカソードオフガス熱交換器９２と、燃料電池２１の冷却水の排熱を回収する冷却水熱交換器９３とを介して貯湯タンク３に戻る。
【０１４９】
排ガス熱交換器９１は、貯湯水循環経路５を循環する湯水との熱交換により水素生成器２４の燃焼器８３からの排ガスの排熱を回収すると共に、排ガスから凝縮水を生成する。
【０１５０】
カソードオフガス熱交換器９２は、貯湯水循環経路５を循環する湯水との熱交換により燃料電池２１から排出されるカソードオフガスの排熱を回収するとともに、カソードオフガスから凝縮水を生成する。そして、冷却水熱交換器９３は燃料電池２１の冷却水の排熱を回収する。
【０１５１】
なお、排ガス熱交換器９１からの排ガス及びその凝縮水と、カソードオフガス熱交換器９２からのカソードオフガスおよびその凝縮水は、気液分離器９０において、凝縮水成分とガス成分とに分離され、ガス成分であるカソードオフガスと排ガスは外部に排気され、凝縮水は凝縮水タンク１０に貯留される。
【０１５２】
なお、これら熱交換器としては、例えば二重管式やシェルアンドチューブ式、プレート式などの熱交換器を用いられる。
【０１５３】
冷却水タンク８７は、燃料電池２１で発電に伴って発生する熱を回収して燃料電池２１を所定温度に保つための冷却水を貯留する。水供給管８９は、凝縮水タンク１０内の凝縮水を冷却水として冷却水タンク８７に補給する。
【０１５４】
冷却水供給ポンプ８８は、凝縮水タンク１０よりも下方に配置されたポンプであり、凝
縮水タンク１０内の凝縮水を水供給管８９を通して冷却水タンク８７に送る。イオン交換樹脂２８は、水供給管８９の途中に設けられ凝縮水タンク１０からの凝縮水を純水に処理する。
【０１５５】
冷却水タンク８７に蓄えられた純度の高い水は、冷却水循環ポンプ８５により、冷却水循環経路８４を通じて、燃料電池２１の冷却部８６に送られ、燃料電池２１を一定の温度に保つ。
【０１５６】
燃料電池２１の安定的な発電のためには、燃料電池２１の温度を均一に保ち、反応温度を一定に維持することが重要である。また、冷却水タンク８７内部の水は、改質水ポンプ２７により水素生成器２４に送られ、ここでの水蒸気改質反応に供される。
【０１５７】
貯湯タンク３は、燃料電池モジュール１が発生する熱を各熱交換器（排ガス熱交換器９１、カソードオフガス熱交換器９２、冷却水熱交換器９３）で回収した熱で加熱された湯水を溜める。
【０１５８】
また、貯湯タンク３への給水や貯湯タンク３から外部への給湯を行うために、給水入口管４１、減圧弁４２、第１給水管４３および第２給水管４４、出湯管４５、混合弁４６、給湯出口管４７を備えている。
【０１５９】
貯湯タンク３への給水は、一般の上水管に接続された給水入口管４１から、減圧弁４２と第１給水管４３とを経由して行われる。また、貯湯タンク３からの給湯は、給水入口管４１、減圧弁４２、第２給水管４４を経由して供給された水と、貯湯タンク３の上部から出湯管４５を経由して出湯された湯とが、混合弁４６で適温に混合され、給湯出口管４７を介して外部に供給される。
【０１６０】
本実施の形態２の燃料電池システムは、貯湯水循環経路５のうちの貯湯タンク３の出口側と排ガス熱交換器９１の入口側との間の第１経路５ａに、湯水を放熱させる放熱器８を備えている。
【０１６１】
この放熱器８は、湯水と周辺空気との熱交換を行う空気熱交換器６と、この空気熱交換器６に外気を供給し、貯湯タンク３から送られる湯水を外気により強制冷却するための放熱ファン７から構成されている。空気熱交換器６としては、例えば、フィンチューブ式の熱交換器を用いることができる。
【０１６２】
また、第１経路５ａのうちの放熱器８の出口側と排ガス熱交換器９１の入口側との間の経路には、排ガス熱交換器９１の入口側の湯水の温度（第１温度）を検出する入口温度検出器１１を備える。
【０１６３】
また、貯湯水循環経路５のうちの冷却水熱交換器９３の出口側と貯湯タンク３の入口側との間の第２経路５ｂには、冷却水熱交換器９３の出口側の湯水の温度（第２温度）を検出する出口温度検出器１２を備えている。
【０１６４】
さらに、貯湯タンク３の底部には、貯湯タンク３から放熱器８側に排出される湯水の温度（第３温度）を検出するタンク温度検出器１３を備えている。
【０１６５】
また、第２経路５ｂと、第１経路５ａのうちの貯湯タンク３の出口側と放熱器８の入口側との間の経路とを接続するバイパス経路１４を備えるとともに、第２経路５ｂには、バイパス経路１４側又は貯湯タンク３側への湯水の通流を切り替える切り替え部１５を備えている。
【０１６６】
制御器９は、通常は、出口温度検出器１２によって検出される冷却水熱交換器９３の出口水温が、予め設定される所定温度（例えば８０℃）となるように、循環ポンプ４が循環する湯水の流量を制御する。
【０１６７】
本実施の形態１の燃料電池システムは、さらに制御器９が、入口温度検出器１１が検出する排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度）に基づいて、放熱器８の放熱ファン７の動作や、循環ポンプ４が循環する湯水の流量を制御する。
【０１６８】
また、制御器９は、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温が、予め設定される所定温度以上である場合に、放熱器８の放熱ファン７を運転し、排ガス熱交換器９１に送られる湯水を放熱させる。
【０１６９】
加えて、制御器９は、排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度）が、予め設定される所定温度以上である場合は、循環ポンプ４が循環する湯水の流量を増加させ、冷却水熱交換器９３の出口水温（第２温度）が低下するよう循環ポンプ４を制御する。
【０１７０】
さらに、制御器９は、冷却水熱交換器９３の出口水温（第２温度）が、貯湯タンク３から排出される湯水の温度（第３温度）以上である場合は、湯水を貯湯タンク３側へそのまま通流し、冷却水熱交換器９３の出口水温が、貯湯タンク３から排出される湯水の温度よりも低い場合は、バイパス経路１４側へ湯水が通流するよう切り替え部１５を制御する。
【０１７１】
なお、このような燃料電池システムを初めて運転する場合は、あらかじめ凝縮水タンク１０および冷却水タンク８７を水で満たしておき、燃料電池２１を冷却する冷却水や水素生成器２４での水蒸気改質に利用される水を確保しておく必要がある。
【０１７２】
そのために、貯湯水循環経路５から給水のための経路３０が、給水弁２９を介して凝縮水タンク１０に接続されている。
【０１７３】
そして、燃料電池システムの初期設置時には、まず給水弁２９を開放して凝縮水タンク１０を水道水で満たし、次に冷却水供給ポンプ８８でイオン交換樹脂２８を介して冷却水タンク８７に純水を供給する。
【０１７４】
この冷却水タンク８７の水に不純物が含まれると、燃料電池２１や水素生成器２４内部の触媒の劣化が進んだり、水素生成器２４の蒸発部（図示せず）にスケールが付着して、改質性能が劣化する原因となる。
【０１７５】
燃料電池２１や水素生成器２４からの排ガス中に含まれる水分を凝縮させたものは、不純物をほとんど含まない純水である。したがって、通常の運転時には、この凝縮水をシステム内部で十分に回収し、燃料電池２１の冷却水や水素生成器２４の改質水として利用することが望ましい。
【０１７６】
そして、残留塩素等を含んだ外部からの水道水の供給を抑制し、システム内部での水の自立性を高めることが、イオン交換樹脂２８の容量の低減や、長期的なシステムの信頼性確保につながる。
【０１７７】
貯湯タンク３の蓄熱量が少ない場合、例えば、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温が所定温度（例えば４０℃）より低い場合は、循環ポンプ４により、貯湯タンク３内の湯水を、各熱交換器（排ガス熱交換器９１、カソードオフガス熱交換器９２、冷却水熱交換器９３）へ供給し、各熱交換器（排ガス熱交換器９１、カ
ソードオフガス熱交換器９２、冷却水熱交換器９３）において、燃料電池モジュール１の排熱を回収して貯湯タンク３へ蓄熱する。
【０１７８】
なお、貯湯タンク３内に安定した蓄熱量を確保するために、冷却水熱交換器９３の出口温度検出器１２で検出される温度が、所定の目標温度（例えば７０℃）となるように、循環ポンプ４の回転数を変化させ、送られる湯水の流量を制御するのが一般的である。
【０１７９】
ここで、貯湯タンク３の蓄熱量が十分多い場合、例えば、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温が所定の値（例えば４０℃）以上である場合には、制御器９の指令により、放熱器８を動作させ、貯湯タンク３から排ガス熱交換器９１に送られる湯水を冷却する。
【０１８０】
具体的には、放熱ファン７を駆動させることにより、空気熱交換器６に外気を送風し、この空気熱交換器６に供給された湯水を外気に放熱させ冷却する。この放熱した湯水は、排ガス熱交換器９１において、燃料電池モジュール１の排熱を回収して貯湯タンク３へ蓄熱する。
【０１８１】
なお、貯湯タンク３からの湯水を冷却する必要があるかどうかは、排ガス熱交換器９１及びカソードオフガス熱交換器９２での凝縮性能が十分確保されるか否かで判断される。
【０１８２】
排ガス熱交換器９１及びカソードオフガス熱交換器９２での水の凝縮量は、燃料電池モジュール１からの排ガスの温度や成分、排ガス熱交換器９１及びカソードオフガス熱交換器９２の熱交換性能に依存するものである。
【０１８３】
そして、排ガス熱交換器９１への入水温度が、例えば４０℃より低い場合に、排ガス熱交換器９１及びカソードオフガス熱交換器９２において、十分な量の凝縮水を確保することができるものであれば、入口温度検出器１１で検出される湯水の温度が４０℃以上であれば、放熱器８を用いて外気により冷却するものとすればよい。
【０１８４】
但し、放熱器８により、外気に対して、排ガス熱交換器９１に流入する貯湯水を放熱させているため、夏期の日中のように外気温度が高い場合、例えば、３５℃から４０℃近くになるような場合、貯湯水の温度（例えば４０℃）と外気温の温度差が小さくなるため、放熱器８の放熱性能が低減し、熱交換器に流入する貯湯水の温度が高くなってしまう。
【０１８５】
そこで、制御器９は、例えば、放熱器８が動作しているような状況でも、排ガス熱交換器９１の入口水温が、予め設定される所定温度（例えば４０℃）以上である場合は、循環ポンプ４が循環する湯水の流量を増加させ、排ガス熱交換器９１の出口水温が低下（例えば８０→６０℃）するように循環ポンプ４を制御する。
【０１８６】
これによれば、外気温が高く、放熱器８の放熱性能が低減し、排ガス熱交換器９１の入水温度が高くなるような場合も、燃料電池モジュール１の排熱を回収する排ガス熱交換器９１およびカソードオフガス熱交換器９２の内部温度を低下させることができる。
【０１８７】
排ガスの凝縮をより低い温度で行うことができれば、凝縮水量を増加させることができる。燃料電池モジュール１からの水蒸気を含む排ガスの凝縮性能を確保することで、水自立性に優れ、信頼性の高い燃料電池システムを提供することが可能となる。
【０１８８】
一方で、イオン交換樹脂２８の容量や放熱器８の伝熱面積を抑制することで、それらのコンパクト化も可能となり、システムの大型化やコストの増大も抑制することが可能となる。
【０１８９】
なお、冷却水熱交換器９３の出口水温（例えば６０℃）が、貯湯タンク３から排出される湯水の温度（例えば７０℃）よりも低いような場合に、湯水を貯湯タンク３側へそのまま通流すると、貯湯タンク３に６０℃の湯水を流入させ、７０℃の湯水を排出することになる。そして、システムの省エネ性を十分確保するためには、貯湯タンク３の蓄熱量はなるべく多く保持しておくのが望ましい。
【０１９０】
そこで、制御器９は、冷却水熱交換器９３の出口水温が、貯湯タンク３から排出される湯水の温度以上である場合は、湯水を貯湯タンク３側へそのまま通流し、冷却水熱交換器９３の出口水温が、貯湯タンク３から排出される湯水の温度よりも低い場合は、切り替え部１５を制御し、湯水がバイパス経路１４を経由して放熱器８および排ガス熱交換器９１側へ通流するようにする。
【０１９１】
これによれば、冷却水熱交換器９３出口の湯水の温度と、貯湯タンク３から供給される湯水の温度とを比較し、より低いほうを放熱器８に供することができ、貯湯タンク３に蓄えられた湯からの放熱を抑制することができるため、省エネ性の高いシステムを実現することができる。
【０１９２】
したがって、本実施の形態によれば、固体高分子形の燃料電池に適用するような場合においても、簡単な構成で水自立性を確保し、信頼性と省エネ性に優れた燃料電池システムを提供することが可能となる。
【０１９３】
本実施の形態２の燃料電池システムは、湯水を貯める貯湯タンク３と、燃料電池２１のアノードから排出されるアノードオフガスを燃焼させて水素生成器２４を触媒による改質反応（例えば水蒸気改質反応）に適した温度に加熱する燃焼器８３から排出される排ガスと貯湯タンク３からの湯水とを熱交換させる排ガス熱交換器９１と、燃料電池２１のカソードから排出されるカソードオフガスと貯湯タンク３からの湯水とを熱交換させるカソードオフガス熱交換器９２と、冷却水循環経路８４を循環して燃料電池２１を冷却する冷却水と貯湯タンク３からの湯水とを熱交換させる冷却水熱交換器９３と、貯湯タンク３からの湯水を排ガス熱交換器９１、カソードオフガス熱交換器９２、冷却水熱交換器９３の順に搬送する搬送能力可変の循環ポンプ４と、貯湯タンク３から排ガス熱交換器９１に向かう湯水の流路の途中で貯湯タンク３からの湯水の熱を外気に放熱するための放熱器８と、を環状に連接して貯湯タンク３の湯水を循環させる貯湯水循環経路５を構成している。
【０１９４】
そして、本実施の形態２の燃料電池システムは、排ガス熱交換器９１で水素生成器２４の燃焼器８３から排出される排ガス中の水蒸気を凝縮させて水を、カソードオフガス熱交換器９２で燃料電池２１のカソードから排出されるカソードオフガス中の水蒸気を凝縮させて水を、それぞれ回収すると共に、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２とで加温された湯水を貯湯タンク３に貯めるものである。
【０１９５】
そして、本実施の形態２の燃料電池システムは、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器９１の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度（入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度））が所定温度（例えば４０℃）以上になると、循環ポンプ４が貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増加させることを特徴とする、燃料電池システムである。
【０１９６】
一般に、貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量（貯湯水循環経路５の循環ポンプ４の搬送能力）は、冷却水循環経路８４を循環する冷却水を介して燃料電池２１を安定的に発電できる温度に維持でき、貯湯タンク３に適度な温度の湯水を貯めることができるように制御される。
【０１９７】
ところで、一般的な燃料電池システムの設置、運転条件では、放熱器８で貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、排ガス熱交換器９１に流入する貯湯タンク３からの湯水の温度は、排ガス熱交換器９１に流入する水素生成器２４の燃焼器８３から排出される排ガスの温度及びカソードオフガス熱交換器９２に流入する燃料電池２１のカソードから排出されるカソードオフガスの温度よりは低いものである。
【０１９８】
そのため、貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増加させると、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２の温度が下がり、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２で凝縮する排ガス中の水蒸気の量が増加する。
【０１９９】
また、夏期の日中のように外気温が高い等の理由で放熱器８で貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合は、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器９１の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度が所定温度（例えば４０℃）以上になる。
【０２００】
したがって、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器９１の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度が所定温度（例えば４０℃）以上になった場合に、循環ポンプ４により貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増加させることにより、放熱器８で貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できないような場合でも、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２の温度を下げて、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２で回収できる凝縮水を増やすことが可能になる。
【０２０１】
また、放熱器８の出口側と排ガス熱交換器９１の入口側との間を流れる湯水の温度を検知する排ガス熱交換器入口側水温検知手段としての入口温度検出器１１を設け、循環ポンプ４の搬送能力を制御する制御器９に、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度）が所定温度（例えば４０℃）以上になった場合に、循環ポンプ４の搬送能力を高める制御をさせるという構成を加えるだけで、放熱器８で貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、発電に必要な水を、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２での排ガス（またはカソードオフガス）の凝縮水から安定して回収、確保できる。
【０２０２】
そのため、水自立性に優れ、信頼性の高い燃料電池システムとなる。また、一方で、イオン交換樹脂２８や放熱器８のコンパクト化も可能となり、システムの大型化やコストの増大も抑制することが可能となる。
【０２０３】
本実施の形態２の燃料電池システムは、冷却水循環経路８４を循環して燃料電池２１を冷却する冷却水と貯湯水循環経路５におけるカソードオフガス熱交換器９２の出口側と貯湯タンク３の入口側との間の経路を流れる湯水とを熱交換させる冷却水熱交換器９３を備えたことにより、発電に必要な水を、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２での排ガス（またはカソードオフガス）の凝縮水から安定して回収しながら、冷却水熱交換器９３で熱交換後の冷却水で燃料電池２１を適温に維持することが可能になり、発電に必要な水を、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２での排ガス（またはカソードオフガス）の凝縮水から安定して回収するために、排ガス熱交換器９１から流出する湯水の温度が下がるように、貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増加させた場合でも、カソードオフガス熱交換器９２から流出した湯水を冷却水熱交換器９３で加温してから貯湯タンク３に貯めることができる。
【０２０４】
したがって、燃料電池モジュール１の熱を効率的に回収して貯湯タンク３内に高温の湯
水として貯めることができるため、省エネ性と利便性に優れた燃料電池システムを提供することが可能となる。
【０２０５】
なお、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器９１の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度（入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度））が所定温度（例えば４０℃）以上になった場合に、循環ポンプ４により貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増加させると、冷却水熱交換器９３に流入する湯水の流量が増加するとともに冷却水熱交換器９３に流入する湯水の温度が下がるので、燃料電池２１が必要以上に冷却水で冷却されてしまう可能性がある。
【０２０６】
そこで、冷却水が燃料電池２１を発電に適した温度に冷却するように、冷却水循環経路８４の冷却水を循環させる冷却水循環ポンプ８５の搬送能力を、燃料電池２１との熱交換を終えて燃料電池２１から流出する冷却水の温度が所定温度範囲に収まるように制御することが望ましい。
【０２０７】
本実施の形態２の燃料電池システムは、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器９１の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度（入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度））が所定温度（例えば４０℃）以上になった場合に、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２から流出する湯水の温度が下がり且つ所定下限温度（例えば６０℃）以下の湯水が貯湯タンク３に流入しないように循環ポンプ４により貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量が調節される。
【０２０８】
これにより、放熱器８で貯湯タンク３からの湯水の余剰の熱を外気に充分に放熱できない場合でも、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２の温度を下げて、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２で排ガス（またはカソードオフガス）から凝縮水として回収する水の量を確実に増やしながら、貯湯タンク３に貯める湯水の温度が所定下限温度（例えば６０℃）以下になることを防止できる。
【０２０９】
本実施の形態では、制御器９は、排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度）が、予め設定される所定温度以上である場合は、循環ポンプ４が循環する湯水の流量を増加させ、冷却水熱交換器９３の出口水温（第２温度）が低下するよう循環ポンプ４を制御すると説明した。
【０２１０】
しかしながら、本実施の形態２の燃料電池システムは、冷却水熱交換器９３の出口側と貯湯タンク３の入口側との間の第２経路５ｂを流れる湯水の温度を検知する冷却水熱交換器出口側水温検知手段としての出口温度検出器１２とは別に、貯湯水循環経路５におけるカソードオフガス熱交換器９２の出口側と冷却水熱交換器９３の入口側との間の経路を流れる湯水の温度を検知するカソードオフガス熱交換器出口側水温検知手段を新たに設け、循環ポンプ４の搬送能力を制御する制御器９に、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度）が所定温度（例えば４０℃）以上になった場合には、カソードオフガス熱交換器出口側水温検知手段の検知温度が下がり、且つ、出口温度検出器１２の検知温度（第２温度）が所定下限温度（例えば６０℃）以下にならないように、循環ポンプ４の搬送能力を高める制御をさせることが望ましい。
【０２１１】
本実施の形態２の燃料電池システムは、貯湯水循環経路５に貯湯タンク３を迂回するバイパス経路１４を有するので、冷却水熱交換器出口側水温検知手段としての出口温度検出器１２を、貯湯水循環経路５における冷却水熱交換器９３の出口側と貯湯タンク３の入口側との間の第２経路５ｂにおけるバイパス経路１４との分岐点（切り替え部１５）よりも上流側に設けている。
【０２１２】
本実施の形態２の燃料電池システムは、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２から流出した湯水を冷却水熱交換器９３で加温してから貯湯タンク３に貯めることができるので、カソードオフガス熱交換器９２の出口側と貯湯タンク３の入口側との間に冷却水熱交換器９３を備えていない実施の形態１の場合よりも、循環ポンプ４の搬送能力を高めて、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２での排ガス（またはカソードオフガス）の凝縮水の量を増やすことができる。
【０２１３】
本実施の形態２の燃料電池システムは、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度以上の場合に放熱器８に送風する放熱ファン７を備えている。
【０２１４】
これにより、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度（夏期の日中の外気温よりも高い温度、例えば６０℃）以上の場合に、制御器９が放熱ファン７を駆動して放熱器８に外気を強制送風して、送風しない場合よりも放熱器８から流出する湯水の温度を外気温に近い温度に下げることができる。
【０２１５】
また、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度（例えば６０℃）以上の場合に放熱器８を、放熱効果が高い放熱器８として機能させて、放熱器８から流出する湯水の温度を外気との熱交換で下げることができるので、貯湯タンク３における放熱器８側への湯水の流出部となる貯湯タンク３の底部の湯水まで充分な高温（例えば７０℃）になるまで貯湯タンク３に満杯の湯水を貯めた場合でも、燃料電池２１で発電することができる。
【０２１６】
また、循環ポンプ４により貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を調節する（増加させる）だけでは、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２の温度を下げることにより、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２で排ガス（またはカソードオフガス）から凝縮水として回収する水の量を増やすことが困難な場合でも、放熱ファン７の駆動により放熱効果が高められた放熱器８により、排ガス熱交換器９１に流入する湯水の温度を下げることにより、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２の温度を下げて、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２で排ガス（またはカソードオフガス）から凝縮水として回収する水の量を確実に増やすことができる。
【０２１７】
また、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度（例えば６０℃）以上の場合に、放熱ファン７を駆動して放熱器８に外気を強制送風して、送風しない場合よりも放熱器８から流出する湯水の温度を外気温に近い温度に下げるので、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器９１の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度（入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度））が所定温度（例えば４０℃）以上になる場合が、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度（例えば６０℃）以上で且つ夏期の日中で外気温が非常に高い場合に限られることになる。
【０２１８】
したがって、貯湯水循環経路５における放熱器８の出口側と排ガス熱交換器９１の入口側との間の第１経路５ａを流れる湯水の温度（入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度））が所定温度（例えば４０℃）以上になったことにより循環ポンプ４が貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増やす場合が、放熱器８に流入する湯水の温度が所定温度（例えば６０℃）以上で且つ夏期の日中で外気温が非常に高い場合のみと、少なくなり、貯湯タンク３に通常より低温の湯水をためることが少なくなる。
【０２１９】
なお、本実施の形態では、入口温度検出器１１によって検出される排ガス熱交換器９１の入口水温（第１温度）が所定の値（例えば、４０℃）以上である場合に、制御器９が、放熱ファン７を駆動すると説明したが、放熱ファン７により放熱器８から流出する湯水の
温度が放熱ファン７の停止温度まで低下する場合には、放熱ファン７の運転と停止を繰り返す可能性がある。
【０２２０】
そのため、放熱器８に流入する湯水の温度を検知する手段を入口温度検出器１１とは別に放熱器８の入口側に設けて、その検知温度が所定の値（例えば６０℃）以上である場合に、制御器９が、放熱ファン７を駆動するようにした方が良い。
【０２２１】
また、本実施の形態では、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２で排ガス（またはカソードオフガス）から凝縮水として回収する水の量を確保するために貯湯水循環経路５を循環する湯水の流量を増やす場合が少なくなるため、冷却水を介して燃料電池２１を安定的に発電できる温度に維持しやすくなる。
【０２２２】
本実施の形態２の燃料電池システムは、貯湯タンク３を迂回するように貯湯水循環経路５に接続されたバイパス経路１４と、放熱器８側に湯水を流出する貯湯タンク３の出口部の湯水の温度（貯湯タンク３の底部に設けられたタンク温度検出器１３が検出する第３温度）よりも低温の湯水については貯湯タンク３を迂回するようにバイパス経路１４への通水と貯湯タンク３への通水とを切り替える切替手段としての切り替え部１５とを備えている。
【０２２３】
これによれば、貯湯水循環経路５を流れ燃料電池モジュール１の熱を回収した後の冷却水熱交換器９３から流出する湯水と、放熱器８側に湯水を流出する貯湯タンク３の出口部（貯湯タンク３の底部）の湯水のどちらか温度が低い方の湯水を放熱器８に流して、排ガス熱交換器９１とカソードオフガス熱交換器９２で排ガス（またはカソードオフガス）から効率よく凝縮水を回収することができる。
【０２２４】
また、貯湯タンク３における放熱器８側への湯水の流出部（出口部）となる貯湯タンク３の底部の湯水まで充分な高温（例えば７０℃）になるまで（貯湯タンク３の底部に設けられたタンク温度検出器１３が検出する第３温度が充分な高温（例えば７０℃）になるまで）貯湯タンク３に満杯の湯水を貯めた場合でも、せっかく貯湯タンク３に貯めた湯水を放熱器８で放熱させ、貯湯タンク３内の湯水の温度を下げることなく、燃料電池２１で発電することができるため、省エネ性と利便性に優れたシステムを実現することができる。
【０２２５】
なお、実施の形態１および実施の形態２においては、貯湯タンク３の底部にタンク温度検出器１３を設けて、貯湯タンク３から排出される湯水の温度を検出し、切り替え部１５の制御を行うものとしたが、貯湯水循環経路５の貯湯タンク３出口からバイパス経路１４との合流部にいたるまで経路にタンク温度検出器１３を設けるような構成としても構わない。
【産業上の利用可能性】
【０２２６】
以上のように、本発明にかかる燃料電池システムは、水の効率的な回収利用を実現することができるので、家庭用および業務用の、固体酸化物形および固体高分子形燃料電池システムなどの様々な燃料電池システムに適用できる。
【符号の説明】
【０２２７】
２  排ガス熱交換器
３  貯湯タンク
４  循環ポンプ
５  貯湯水循環経路
７  放熱ファン
８  放熱器
１４  バイパス経路
１５  切り替え部
２１  燃料電池
２４  水素生成器
９１  排ガス熱交換器
９２  カソードオフガス熱交換器
８４  冷却水循環経路
９３  冷却水熱交換器
【図１】
2015002093.tif 000003
【図２】
2015002093.tif 000004
【図３】
2015002093.tif 000005