(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
排気中の水分を回収し、回収した水を使用して燃料を水蒸気改質し、電力を生成する固体酸化物型燃料電池であって、
燃料電池セルスタックを備えた燃料電池モジュールと、
この燃料電池モジュールの排気中の水分を凝縮させる凝縮器と、
この凝縮器で凝縮された凝縮水を貯留する凝縮水タンクと、
この凝縮水タンクに貯留された凝縮水の量を検出する貯水量検出手段と、
燃料を水蒸気改質して水素を生成し、上記燃料電池セルスタックに供給する改質器と、
この改質器に燃料を供給する燃料供給手段と、
上記凝縮水タンク内に貯留された凝縮水を上記改質器に供給する水供給手段と、
上記燃料電池セルスタックに発電用の酸化剤ガスを供給する発電用酸化剤ガス供給手段と、
上記燃料供給手段、上記水供給手段、及び上記発電用酸化剤ガス供給手段を制御して、上記燃料電池モジュールにより所要の発電電力を生成する制御手段と、を有し、
上記制御手段は凝縮水高速生成制御を実行する凝縮水高速生成手段を備え、この凝縮水高速生成手段は、上記貯水量検出手段により、上記凝縮水タンク内の凝縮水が所定量以下であることが検出されると、上記凝縮器により凝縮される凝縮水を増加させるべく、発電電力を低下させ、
上記制御手段は、上記凝縮水高速生成制御の実行中であっても、上記燃料電池セルスタックの温度が所定温度以上である場合には、上記発電用酸化剤ガス供給量を増加させ、上記燃料電池セルスタックの温度を適正温度まで冷却し、その後、上記燃料電池モジュールに供給する酸化剤ガス／燃料の比を減少させることを特徴とする固体酸化物型燃料電池。
【請求項２】
上記制御手段は、燃料利用率が、常に、発電電力に応じて予め設定された燃料利用率の許容範囲内になるように、上記燃料供給手段を制御し、上記燃料利用率の許容範囲は、発電電力が少ない場合には、発電電力が多い場合よりも広くなるように設定されている請求項１記載の固体酸化物型燃料電池。
【請求項３】
上記制御手段は、燃料利用率が、常に、発電電力に応じて予め設定された燃料利用率の許容範囲内になるように上記燃料供給手段を制御し、上記凝縮水高速生成手段は、上記発電用酸化剤ガス利用率の許容範囲及び上記燃料利用率の許容範囲の中で、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くなるように、上記発電用酸化剤ガス供給手段及び上記燃料供給手段を制御する請求項２記載の固体酸化物型燃料電池。
【請求項４】
上記凝縮水高速生成手段が発電電力を低下させ、これに伴い上記制御手段は、燃料供給量を低下させ、これにより、上記燃料電池セルスタックの温度が低下した後、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くなるように、上記発電用酸化剤ガス供給手段及び上記燃料供給手段を制御する請求項３記載の固体酸化物型燃料電池。
【請求項５】
上記凝縮水高速生成手段は、所定の最大発電用酸化剤ガス利用率の範囲内で発電用酸化剤ガス利用率を上昇させる請求項４記載の固体酸化物型燃料電池。
【請求項６】
上記制御手段は、上記燃料電池セルスタックの温度が高い場合には、上記燃料電池セルスタックの温度が低い場合よりも、上記凝縮水タンク内の凝縮水が多い状態から上記凝縮水高速生成手段を実行する請求項５記載の固体酸化物型燃料電池。
【請求項７】
上記凝縮水高速生成手段は、上記凝縮水タンク内の凝縮水が少ない場合には、凝縮水が多い場合よりも、より大幅に発電電力を低下させる請求項６記載の固体酸化物型燃料電池。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、固体酸化物型燃料電池に係わり、特に、需要電力に応じて発電電力を変化させる固体酸化物型燃料電池に関する。
【背景技術】
【０００２】
固体酸化物型燃料電池（Solid Oxide Fuel Cell：以下「ＳＯＦＣ」とも言う）は、電解質として酸化物イオン導電性固体電解質を用い、その両側に電極を取り付け、一方の側に燃料ガスを供給し、他方の側に酸化剤（空気、酸素等）を供給して、比較的高温で動作する燃料電池である。
【０００３】
特開２００８−２３４８６９号公報（特許文献１）には、燃料電池システムが記載されており、この燃料電池システムは、外部からの水補給を行うことなく、水自立運転を行うことができる。このように、水自立運転を行う燃料電池においては、燃料電池からの排気を凝縮器に導くことによって、排気中の水分を凝縮させ、凝縮した水分を回収水タンクに貯めておく。この回収水タンクに貯められた水は、燃料ガスを改質するための改質器に供給され、燃料ガスを水蒸気改質するための水として使用される。
【０００４】
特開２００８−２３４８６９号公報記載の燃料電池システムにおいては、凝縮水を一旦溜める回収水タンクの水位を水位センサによって検知し、検知した水位が予め定めた設定水位よりも低いときは燃料電池のカソードに供給される単位時間当たりの反応空気供給量を減らして空気利用率を大きくしている。逆に、回収水タンクの水位が設定水位よりも高いときは燃料電池のカソードに供給される単位時間当たりの反応空気供給量を増やすことで燃料電池の空気利用率を小さくしている。
【０００５】
このように、特開２００８−２３４８６９号公報記載の発明では、回収水タンクの水位が低い場合には、空気利用率を大きくすることにより、供給される空気量を減少させ、凝縮器の能力を十分に発揮させることにより、回収される水の量を増加させている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開２００８−２３４８６９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかしながら、実際の固体酸化物型燃料電池の運転には、排気中の一酸化炭素濃度の抑制、燃料電池モジュール内の温度の維持、及びモジュール内の過剰な昇温の抑制、燃料利用率の向上によるエネルギー効率の改善、排熱によって生成される湯水の給湯温度の確保等、様々な制約条件が存在する。このため、特開２００８−２３４８６９号公報記載の発明のように、回収される水の量を増加させるべく、空気利用率を大きく（空気量減少）すると、運転状態によっては燃料電池モジュール内の温度が過剰に上昇してしまうという問題がある。このように、固体酸化物型燃料電池の運転条件には相互に関連があり、単純に回収される水の量を増加させようとすると、排気性能の悪化を招き、或いは、燃料電池モジュール内の熱的なバランスが崩れ、最悪の場合には燃料電池スタックを損傷してしまう場合もある。
【０００８】
従って、本発明は、種々の運転条件を適正に維持したまま、凝縮水の回収を促進し、水自立することができる固体酸化物型燃料電池を提供することを目的としている。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
上述した課題を解決するために、本発明は、排気中の水分を回収し、回収した水を使用して燃料を水蒸気改質し、電力を生成する固体酸化物型燃料電池であって、燃料電池セルスタックを備えた燃料電池モジュールと、この燃料電池モジュールの排気中の水分を凝縮させる凝縮器と、この凝縮器で凝縮された凝縮水を貯留する凝縮水タンクと、この凝縮水タンクに貯留された凝縮水の量を検出する貯水量検出手段と、燃料を水蒸気改質して水素を生成し、燃料電池セルスタックに供給する改質器と、この改質器に燃料を供給する燃料供給手段と、凝縮水タンク内に貯留された凝縮水を改質器に供給する水供給手段と、燃料電池セルスタックに発電用の酸化剤ガスを供給する発電用酸化剤ガス供給手段と、燃料供給手段、水供給手段、及び発電用酸化剤ガス供給手段を制御して、燃料電池モジュールにより所要の発電電力を生成する制御手段と、を有し、制御手段は凝縮水高速生成制御を実行する凝縮水高速生成手段を備え、この凝縮水高速生成手段は、貯水量検出手段により、凝縮水タンク内の凝縮水が所定量以下であることが検出されると、凝縮器により凝縮される凝縮水を増加させるべく、発電電力を低下させ、制御手段は、凝縮水高速生成制御の実行中であっても、燃料電池セルスタックの温度が所定温度以上である場合には、発電用酸化剤ガス供給量を増加させ、燃料電池セルスタックの温度を適正温度まで冷却し、その後、燃料電池モジュールに供給する酸化剤ガス／燃料の比を減少させることを特徴としている。
【００１０】
このように構成された本発明においては、制御手段が、燃料供給手段及び水供給手段を制御して燃料及び水を改質器に供給する。改質器では、燃料が水蒸気改質されて水素が生成され、この水素が燃料電池モジュールに内蔵された燃料電池セルスタックに供給される。また、発電用酸化剤ガス供給手段により、燃料電池セルスタックに発電用の酸化剤ガスが供給される。凝縮器は、燃料電池モジュールからの排気中の水分を凝縮させ、凝縮された凝縮水は凝縮水タンクに貯留される。制御手段に備えられた凝縮水高速生成手段は、凝縮水タンク内の凝縮水が所定量以下であることが貯水量検出手段により検出されると、凝縮器により凝縮される凝縮水を増加させるべく、発電電力を低下させる。
また、このように構成された本発明においては、燃料電池セルスタックの温度が高い場合には、発電用酸化剤ガス供給量が増加され、これにより、燃料電池セルスタックが冷却される。しかしながら、このように発電用酸化剤ガス供給量が増加された状態では、燃料電池モジュールからの排気温度が低下し、凝縮器において凝縮される凝縮水の量が低下するという問題がある。本発明によれば、凝縮水高速生成手段により発電電力を低下させるだけで、簡単に、凝縮水の生成を促進することができる。
【００１１】
一般に、燃料電池モジュールによる発電電力が大きい状態においては、燃料電池セルスタックの作動温度が高くなる。このような状態において、固体酸化物型燃料電池を水自立させるべく、凝縮器において凝縮される凝縮水の量を増加させるには、燃料電池モジュールに供給する燃料供給量に対する酸化剤ガス供給量を減少させ、即ち、酸化剤ガス／燃料の比を減少させ、燃料電池モジュールからの排気中に含まれる水蒸気の割合を増加させる必要がある。しかしながら、燃料電池セルスタックの温度が高い状態で、酸化剤ガス／燃料の比を減少させると、燃料電池セルスタックの温度が過剰に上昇し、燃料電池セルスタックを損傷する虞がある。このため、燃料電池セルスタックの温度が高い状態では、凝縮水を高速で生成させることが困難である。本発明によれば、凝縮水タンク内の凝縮水が不足した場合には、凝縮水高速生成手段が、凝縮水を増加させるべく発電電力を低下させるので、燃料電池セルスタックの温度が低下され、これにより、燃料電池モジュールに供給する酸化剤ガス／燃料の比を減少させる余地が生まれる。即ち、酸化剤ガス／燃料の比を減少させることにより燃料電池セルスタック及び排気温度が上昇されたとしても、燃料電池セルスタックの損傷等を確実に回避することができると共に、凝縮水を高速で生成させることができる。
【００１４】
本発明において、好ましくは、制御手段は、燃料利用率が、常に、発電電力に応じて予め設定された燃料利用率の許容範囲内になるように、燃料供給手段を制御し、燃料利用率の許容範囲は、発電電力が少ない場合には、発電電力が多い場合よりも広くなるように設定されている。
【００１５】
このように構成された本発明において、発電電力が大きい状態では燃料利用率の高い運転を行うことが可能であるが、この状態において燃料利用率を低下させると、燃料電池セルスタックの温度が過剰に上昇してしまう。このため、発電電力が大きい状態では、凝縮水の生成を促進することが困難である。一方、発電電力が少ない状態では作動温度が低いため、燃料利用率を低下させる余地があり、燃料利用率の許容範囲を広くすることができる。これにより、発電電力を低下させることにより、凝縮水の生成を促進することができる。
【００１６】
本発明において、好ましくは、制御手段は、燃料利用率が、常に、発電電力に応じて予め設定された燃料利用率の許容範囲内になるように燃料供給手段を制御し、凝縮水高速生成手段は、発電用酸化剤ガス利用率の許容範囲及び燃料利用率の許容範囲の中で、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くなるように、発電用酸化剤ガス供給手段及び燃料供給手段を制御する。
【００１７】
このように構成された本発明によれば、燃料利用率及び発電用酸化剤ガス利用率が予め設定された許容範囲内で変化され、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くされるので、固体酸化物型燃料電池の熱的バランスを維持しながら、排気温度を高めることができ、凝縮水の生成を促進することができる。
【００１８】
本発明において、好ましくは、凝縮水高速生成手段が発電電力を低下させ、これに伴い制御手段は、燃料供給量を低下させ、これにより、燃料電池セルスタックの温度が低下した後、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くなるように、発電用酸化剤ガス供給手段及び燃料供給手段を制御する。
【００１９】
このように構成された本発明によれば、凝縮水高速生成手段が発電電力を低下させるので、まず燃料供給量が低下され、燃料電池セルスタックの温度が低下した後、発電用酸化剤ガスに対する燃料の割合が多くされる。このため、燃料電池セルスタックの過昇温防止と、凝縮水生成の促進を同時に実現することができる。
【００２０】
本発明において、好ましくは、凝縮水高速生成手段は、所定の最大発電用酸化剤ガス利用率の範囲内で発電用酸化剤ガス利用率を上昇させる。
このように構成された本発明によれば、発電用酸化剤ガス利用率を上昇させることにより発電用酸化剤ガスを減少させて排気温度を上昇させ、凝縮水の生成を促進すると共に、発電用酸化剤ガス利用率の上昇を最大発電用酸化剤ガス利用率の範囲内で行うことにより、燃料電池モジュールからの排気中の一酸化炭素濃度等を抑制することができる。
【００２１】
本発明において、好ましくは、制御手段は、燃料電池セルスタックの温度が高い場合には、燃料電池セルスタックの温度が低い場合よりも、凝縮水タンク内の凝縮水が多い状態から凝縮水高速生成手段を実行する。
【００２２】
このように構成された本発明によれば、燃料電池セルスタックの温度が高い場合には、凝縮水が多い状態から凝縮水高速生成制御が開始されるので、燃料電池セルスタック温度を低下させるために長時間を要し、実際の凝縮水の増加が遅れた場合でも、改質器に供給する水が枯渇するのを防止することができる。
本発明において、好ましくは、凝縮水高速生成手段は、凝縮水タンク内の凝縮水が少ない場合には、凝縮水が多い場合よりも、より大幅に発電電力を低下させる。
【００２３】
このように構成された本発明によれば、凝縮水の量に応じて発電電力の制限が変更されるので、発電電力制限による影響を最小限に抑制しながら、確実に水の枯渇を防止することができる。
【発明の効果】
【００２４】
本発明の固体酸化物型燃料電池によれば、種々の運転条件を適正に維持したまま、凝縮水の回収を促進し、水自立することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２５】
【図１】本発明の一実施形態による燃料電池装置を示す全体構成図である。
【図２】本発明の一実施形態による燃料電池装置の燃料電池モジュールを示す正面断面図である。
【図３】図２のIII-III線に沿った断面図である。
【図４】本発明の一実施形態による燃料電池装置の燃料電池セルユニットを示す部分断面図である。
【図５】本発明の一実施形態による燃料電池装置の燃料電池セルスタックを示す斜視図である。
【図６】本発明の一実施形態による燃料電池装置を示すブロック図である。
【図７】本発明の一実施形態による燃料電池装置の起動時の動作を示すタイムチャートである。
【図８】本発明の一実施形態による燃料電池装置の停止時の動作を示すタイムチャートである。
【図９】本発明の一実施形態による固体酸化物燃料電池の水流量調整ユニットを示す概略図である。
【図１０】本発明の一実施形態における凝縮水高速生成制御のフローチャートである。
【図１１】本発明の一実施形態において、凝縮水高速生成制御が実行された場合における各パラメータの変化を示すタイムチャートである。
【図１２】検出温度Ｔｄに基づいて発電用空気供給量、水供給量、及び燃料供給量を決定する手順を示すフローチャートである。
【図１３】発電電流に対する適正な燃料電池セルスタックの温度を示すグラフである。
【図１４】積算値に応じて決定される燃料利用率を示すグラフである。
【図１５】各発電電流に対して決定され得る燃料利用率の値の範囲を示すグラフである。
【図１６】積算値に応じて決定される空気利用率を示すグラフである。
【図１７】各発電電流に対して決定され得る空気利用率の値の範囲を示すグラフである。
【図１８】決定された空気利用率に対して水供給量を決定するためのグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００２６】
次に、添付図面を参照して、本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）を説明する。
図１は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）を示す全体構成図である。この図１に示すように、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）１は、燃料電池モジュール２と、補機ユニット４を備えている。
【００２７】
燃料電池モジュール２は、ハウジング６を備え、このハウジング６内部には、断熱材７を介して密封空間８が形成されている。この密閉空間８の下方部分である発電室１０には、燃料と酸化剤（空気）とにより発電反応を行う燃料電池セル集合体１２が配置されている。この燃料電池セル集合体１２は、１０個の燃料電池セルスタック１４（図５参照）を備え、この燃料電池セルスタック１４は、１６本の燃料電池セルユニット１６（図４参照）から構成されている。このように、燃料電池セル集合体１２は、１６０本の燃料電池セルユニット１６を有し、これらの燃料電池セルユニット１６の全てが直列接続されている。
【００２８】
燃料電池モジュール２の密封空間８の上述した発電室１０の上方には、燃焼室１８が形成され、この燃焼室１８で、発電反応に使用されなかった残余の燃料と残余の酸化剤（空気）とが燃焼し、排気ガスを生成するようになっている。
また、この燃焼室１８の上方には、燃料を改質する改質器２０が配置され、前記残余ガスの燃焼熱によって改質器２０を改質反応が可能な温度となるように加熱している。さらに、この改質器２０の上方には、改質器２０の熱を受けて空気を加熱し、改質器２０の温度低下を抑制するための空気用熱交換器２２が配置されている。
【００２９】
次に、補機ユニット４は、水道等の水供給源２４からの水を貯水してフィルターにより純水とする純水タンク２６と、この貯水タンクから供給される水の流量を調整する水流量調整ユニット２８（モータで駆動される「水ポンプ」等）を備えている。また、補機ユニット４は、都市ガス等の燃料供給源３０から供給された燃料を遮断するガス遮断弁３２と、燃料ガスから硫黄を除去するための脱硫器３６と、燃料ガスの流量を調整する燃料流量調整ユニット３８（モータで駆動される「燃料ポンプ」等）を備えている。さらに、補機ユニット４は、空気供給源４０から供給される酸化剤である空気を遮断する電磁弁４２と、空気の流量を調整する改質用空気流量調整ユニット４４及び発電用空気流量調整ユニット４５（モータで駆動される「空気ブロア」等）と、改質器２０に供給される改質用空気を加熱する第１ヒータ４６と、発電室に供給される発電用空気を加熱する第２ヒータ４８とを備えている。これらの第１ヒータ４６と第２ヒータ４８は、起動時の昇温を効率よく行うために設けられているが、省略しても良い。
【００３０】
次に、燃料電池モジュール２には、排気ガスが供給される温水製造装置５０が接続されている。この温水製造装置５０には、水供給源２４から水道水が供給され、この水道水が排気ガスの熱により温水となり、図示しない外部の給湯器の貯湯タンクへ供給されるようになっている。
また、燃料電池モジュール２には、燃料ガスの供給量等を制御するための制御ボックス５２が取り付けられている。
さらに、燃料電池モジュール２には、燃料電池モジュールにより発電された電力を外部に供給するための電力取出部（電力変換部）であるインバータ５４が接続されている。
【００３１】
次に、図２及び図３により、本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の燃料電池モジュールの内部構造を説明する。図２は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の燃料電池モジュールを示す側面断面図であり、図３は、図２のIII-III線に沿って断面図である。
図２及び図３に示すように、燃料電池モジュール２のハウジング６内の密閉空間８には、上述したように、下方から順に、燃料電池セル集合体１２、改質器２０、空気用熱交換器２２が配置されている。
【００３２】
改質器２０は、その上流端側に純水を導入するための純水導入管６０と改質される燃料ガスと改質用空気を導入するための被改質ガス導入管６２が取り付けられ、また、改質器２０の内部には、上流側から順に、蒸発部２０ａと改質部２０ｂを形成され、これらの蒸発部２０ａと改質部２０ｂには改質触媒が充填されている。この改質器２０に導入された水蒸気（純水）が混合された燃料ガス及び空気は、改質器２０内に充填された改質触媒により改質される。改質触媒としては、アルミナの球体表面にニッケルを付与したものや、アルミナの球体表面にルテニウムを付与したものが適宜用いられる。
【００３３】
この改質器２０の下流端側には、燃料ガス供給管６４が接続され、この燃料ガス供給管６４は、下方に延び、さらに、燃料電池セル集合体１２の下方に形成されたマニホールド６６内で水平に延びている。燃料ガス供給管６４の水平部６４ａの下方面には、複数の燃料供給孔６４ｂが形成されており、この燃料供給孔６４ｂから、改質された燃料ガスがマニホールド６６内に供給される。
【００３４】
このマニホールド６６の上方には、上述した燃料電池セルスタック１４を支持するための貫通孔を備えた下支持板６８が取り付けられており、マニホールド６６内の燃料ガスが、燃料電池セルユニット１６内に供給される。
【００３５】
次に、改質器２０の上方には、空気用熱交換器２２が設けられている。この空気用熱交換器２２は、上流側に空気集約室７０、下流側に２つの空気分配室７２を備え、これらの空気集約室７０と空気分配室７２は、６個の空気流路管７４により接続されている。ここで、図３に示すように、３個の空気流路管７４が一組（７４ａ，７４ｂ，７４ｃ，７４ｄ，７４ｅ，７４ｆ）となっており、空気集約室７０内の空気が各組の空気流路管７４からそれぞれの空気分配室７２へ流入する。
【００３６】
空気用熱交換器２２の６個の空気流路管７４内を流れる空気は、燃焼室１８で燃焼して上昇する排気ガスにより予熱される。
空気分配室７２のそれぞれには、空気導入管７６が接続され、この空気導入管７６は、下方に延び、その下端側が、発電室１０の下方空間に連通し、発電室１０に余熱された空気を導入する。
【００３７】
次に、マニホールド６６の下方には、排気ガス室７８が形成されている。また、図３に示すように、ハウジング６の長手方向に沿った面である前面６ａと後面６ｂの内側には、上下方向に延びる排気ガス通路８０が形成され、この排気ガス室通路８０の上端側は、空気用熱交換器２２が配置された空間と連通し、下端側は、排気ガス室７８と連通している。また、排気ガス室７８の下面のほぼ中央には、排気ガス排出管８２が接続され、この排気ガス排出管８２の下流端は、図１に示す上述した温水製造装置５０に接続されている。
図２に示すように、燃料ガスと空気との燃焼を開始するための点火装置８３が、燃焼室１８に設けられている。
【００３８】
次に図４により燃料電池セルユニット１６について説明する。図４は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の燃料電池セルユニットを示す部分断面図である。
図４に示すように、燃料電池セルユニット１６は、燃料電池セル８４と、この燃料電池セル８４の上下方向端部にそれぞれ接続された内側電極端子８６とを備えている。
燃料電池セル８４は、上下方向に延びる管状構造体であり、内部に燃料ガス流路８８を形成する円筒形の内側電極層９０と、円筒形の外側電極層９２と、内側電極層９０と外側電極層９２との間にある電解質層９４とを備えている。この内側電極層９０は、燃料ガスが通過する燃料極であり、（−）極となり、一方、外側電極層９２は、空気と接触する空気極であり、（＋）極となっている。
【００３９】
燃料電池セル１６の上端側と下端側に取り付けられた内側電極端子８６は、同一構造であるため、ここでは、上端側に取り付けられた内側電極端子８６について具体的に説明する。内側電極層９０の上部９０ａは、電解質層９４と外側電極層９２に対して露出された外周面９０ｂと上端面９０ｃとを備えている。内側電極端子８６は、導電性のシール材９６を介して内側電極層９０の外周面９０ｂと接続され、さらに、内側電極層９０の上端面９０ｃとは直接接触することにより、内側電極層９０と電気的に接続されている。内側電極端子８６の中心部には、内側電極層９０の燃料ガス流路８８と連通する燃料ガス流路９８が形成されている。
【００４０】
内側電極層９０は、例えば、Ｎｉと、ＣａやＹ、Ｓｃ等の希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたジルコニアとの混合体、Ｎｉと、希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたセリアとの混合体、Ｎｉと、Ｓｒ、Ｍｇ、Ｃｏ、Ｆｅ、Ｃｕから選ばれる少なくとも一種をドープしたランタンガレードとの混合体、の少なくとも一種から形成される。
【００４１】
電解質層９４は、例えば、Ｙ、Ｓｃ等の希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたジルコニア、希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたセリア、Ｓｒ、Ｍｇから選ばれる少なくとも一種をドープしたランタンガレート、の少なくとも一種から形成される。
【００４２】
外側電極層９２は、例えば、Ｓｒ、Ｃａから選ばれた少なくとも一種をドープしたランタンマンガナイト、Ｓｒ、Ｃｏ、Ｎｉ、Ｃｕから選ばれた少なくとも一種をドープしたランタンフェライト、Ｓｒ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｃｕから選ばれた少なくとも一種をドープしたランタンコバルタイト、銀、などの少なくとも一種から形成される。
【００４３】
次に図５により燃料電池セルスタック１４について説明する。図５は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の燃料電池セルスタックを示す斜視図である。
図５に示すように、燃料電池セルスタック１４は、１６本の燃料電池セルユニット１６を備え、これらの燃料電池セルユニット１６の下端側及び上端側が、それぞれ、セラミック製の下支持板６８及び上支持板１００により支持されている。これらの下支持板６８及び上支持板１００には、内側電極端子８６が貫通可能な貫通穴６８ａ及び１００ａがそれぞれ形成されている。
【００４４】
さらに、燃料電池セルユニット１６には、集電体１０２及び外部端子１０４が取り付けられている。この集電体１０２は、燃料極である内側電極層９０に取り付けられた内側電極端子８６と電気的に接続される燃料極用接続部１０２ａと、空気極である外側電極層９２の外周面全体と電気的に接続される空気極用接続部１０２ｂとにより一体的に形成されている。空気極用接続部１０２ｂは、外側電極層９２の表面を上下方向に延びる鉛直部１０２ｃと、この鉛直部１０２ｃから外側電極層９２の表面に沿って水平方向に延びる多数の水平部１０２ｄとから形成されている。また、燃料極用接続部１０２ａは、空気極用接続部１０２ｂの鉛直部１０２ｃから燃料電池セルユニット１６の上下方向に位置する内側電極端子８６に向って斜め上方又は斜め下方に向って直線的に延びている。
【００４５】
さらに、燃料電池セルスタック１４の端（図５では左端の奥側及び手前側）に位置する２個の燃料電池セルユニット１６の上側端及び下側端の内側電極端子８６には、それぞれ外部端子１０４が接続されている。これらの外部端子１０４は、隣接する燃料電池セルスタック１４の端にある燃料電池セルユニット１６の外部端子１０４（図示せず）に接続され、上述したように、１６０本の燃料電池セルユニット１６の全てが直列接続されるようになっている。
【００４６】
次に図６により本実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）に取り付けられたセンサ類等について説明する。図６は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）を示すブロック図である。
図６に示すように、固体酸化物型燃料電池１は、制御部１１０を備え、この制御部１１０には、使用者が操作するための「ＯＮ」や「ＯＦＦ」等の操作ボタンを備えた操作装置１１２、発電出力値（ワット数）等の種々のデータを表示するための表示装置１１４、及び、異常状態のとき等に警報（ワーニング）を発する報知装置１１６が接続されている。なお、この報知装置１１６は、遠隔地にある管理センタに接続され、この管理センタに異常状態を通知するようなものであっても良い。
【００４７】
次に、制御部１１０には、以下に説明する種々のセンサからの信号が入力されるようになっている。
先ず、可燃ガス検出センサ１２０は、ガス漏れを検知するためのもので、燃料電池モジュール２及び補機ユニット４に取り付けられている。
ＣＯ検出センサ１２２は、本来排気ガス通路８０等を経て外部に排出される排気ガス中のＣＯが、燃料電池モジュール２及び補機ユニット４を覆う外部ハウジング（図示せず）へ漏れたかどうかを検知するためのものである。
貯湯状態検出センサ１２４は、図示しない給湯器におけるお湯の温度や水量を検知するためのものである。
【００４８】
電力状態検出センサ１２６は、インバータ５４及び分電盤（図示せず）の電流及び電圧等を検知するためのものである。
発電用空気流量検出センサ１２８は、発電室１０に供給される発電用空気の流量を検出するためのものである。
改質用空気流量センサ１３０は、改質器２０に供給される改質用空気の流量を検出するためのものである。
燃料流量センサ１３２は、改質器２０に供給される燃料ガスの流量を検出するためのものである。
【００４９】
水流量センサ１３４は、改質器２０に供給される純水の流量を検出するためのものである。
水位センサ１３６は、純水タンク２６の水位を検出するためのものである。
圧力センサ１３８は、改質器２０の外部の上流側の圧力を検出するためのものである。
排気温度センサ１４０は、温水製造装置５０に流入する排気ガスの温度を検出するためのものである。
【００５０】
発電室温度センサ１４２は、図３に示すように、燃料電池セル集合体１２の近傍の前面側と背面側に設けられ、燃料電池セルスタック１４の近傍の温度を検出して、燃料電池セルスタック１４（即ち燃料電池セル８４自体）の温度を推定するためのものである。
燃焼室温度センサ１４４は、燃焼室１８の温度を検出するためのものである。
排気ガス室温度センサ１４６は、排気ガス室７８の排気ガスの温度を検出するためのものである。
改質器温度センサ１４８は、改質器２０の温度を検出するためのものであり、改質器２０の入口温度と出口温度から改質器２０の温度を算出する。
外気温度センサ１５０は、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）が屋外に配置された場合、外気の温度を検出するためのものである。また、外気の湿度等を測定するセンサを設けるようにしても良い。
【００５１】
これらのセンサ類からの信号は、制御部１１０に送られ、制御部１１０は、これらの信号によるデータに基づき、水流量調整ユニット２８、燃料流量調整ユニット３８、改質用空気流量調整ユニット４４、発電用空気流量調整ユニット４５に、制御信号を送り、これらのユニットにおける各流量を制御するようになっている。
【００５２】
次に図７により本実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）による起動時の動作を説明する。図７は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の起動時の動作を示すタイムチャートである。
最初は、燃料電池モジュール２を温めるために、無負荷状態で、即ち、燃料電池モジュール２を含む回路を開いた状態で、運転を開始する。このとき、回路に電流が流れないので、燃料電池モジュール２は発電を行わない。
【００５３】
先ず、改質用空気流量調整ユニット４４から改質用空気を第１ヒータ４６を経由して燃料電池モジュール２の改質器２０へ供給する。また、同時に、発電用空気流量調整ユニット４５から発電用空気を第２ヒータ４８を経由して燃料電池モジュール２の空気用熱交換器２２へ供給し、この発電用空気が、発電室１０及び燃焼室１８に到達する。
この直ぐ後、燃料流量調整ユニット３８からも燃料ガスが供給され、改質用空気が混合された燃料ガスが、改質器２０及び燃料電池セルスタック１４、燃料電池セルユニット１６を通過して、燃焼室１８に到達する。
【００５４】
次に、点火装置８３により着火して、燃焼室１８にある燃料ガスと空気（改質用空気及び発電用空気）とを燃焼させる。この燃料ガスと空気との燃焼により排気ガスが生じ、この排気ガスにより、発電室１０が暖められ、また、排気ガスが燃料電池モジュール２の密封空間８内を上昇する際、改質器２０内の改質用空気を含む燃料ガスを暖めると共に、空気熱交換器２２内の発電用空気も暖める。
【００５５】
このとき、燃料流量調整ユニット３８及び改質用空気流量調整ユニット４４により、改質用空気が混合された燃料ガスが改質器２０に供給されているので、改質器２０において、式（１）に示す部分酸化改質反応ＰＯＸが進行する。この部分酸化改質反応ＰＯＸは、発熱反応であるので、起動性が良好となる。また、この昇温した燃料ガスが燃料ガス供給管６４により燃料電池セルスタック１４の下方に供給され、これにより、燃料電池セルスタック１４が下方から加熱され、また、燃焼室１８も燃料ガスと空気が燃焼して昇温されているので、燃料電池セルスタック１４は、上方からも加熱され、この結果、燃料電池セルスタック１４は、上下方向において、ほぼ均等に昇温可能となっている。この部分酸化改質反応ＰＯＸが進行しても、燃焼室１８では継続して燃料ガスと空気との燃焼反応が持続される。
【００５６】
ＣmＨn＋ｘＯ2  →  aＣＯ2＋ｂＣＯ＋ｃＨ2                （１）
【００５７】
部分酸化改質反応ＰＯＸの開始後、改質器温度センサ１４８により改質器２０が所定温度（例えば、６００℃）になったことを検知したとき、水流量調整ユニット２８、燃料流量調整ユニット３８及び改質用空気流量調整ユニット４４により、燃料ガスと改質用空気と水蒸気とを予め混合したガスを改質器２０に供給する。このとき、改質器２０においては、上述した部分酸化改質反応ＰＯＸと後述する水蒸気改質反応ＳＲとが併用されたオートサーマル改質反応ＡＴＲが進行する。このオートサーマル改質反応ＡＴＲは、熱的に内部バランスが取れるので、改質器２０内では熱的に自立した状態で反応が進行する。即ち、酸素（空気）が多い場合には部分酸化改質反応ＰＯＸによる発熱が支配的となり、水蒸気が多い場合には水蒸気改質反応ＳＲによる吸熱反応が支配的となる。この段階では、既に起動の初期段階は過ぎており、発電室１０内がある程度の温度まで昇温されているので、吸熱反応が支配的であっても大幅な温度低下を引き起こすことはない。また、オートサーマル改質反応ＡＴＲが進行中も、燃焼室１８では燃焼反応が継続して行われている。
【００５８】
式（２）に示すオートサーマル改質反応ＡＴＲの開始後、改質器温度センサ１４６により改質器２０が所定温度（例えば、７００℃）になったことを検知したとき、改質用空気流量調整ユニット４４による改質用空気の供給を停止すると共に、水流量調整ユニット２８による水蒸気の供給を増加させる。これにより、改質器２０には、空気を含まず燃料ガスと水蒸気のみを含むガスが供給され、改質器２０において、式（３）の水蒸気改質反応ＳＲが進行する。
【００５９】
ＣmＨn＋ｘＯ2＋ｙＨ2Ｏ  →  aＣＯ2＋ｂＣＯ＋ｃＨ2       （２）
ＣmＨn＋ｘＨ2Ｏ  →  aＣＯ2＋ｂＣＯ＋ｃＨ2              （３）
【００６０】
この水蒸気改質反応ＳＲは吸熱反応であるので、燃焼室１８からの燃焼熱と熱バランスをとりながら反応が進行する。この段階では、燃料電池モジュール２の起動の最終段階であるため、発電室１０内が十分高温に昇温されているので、吸熱反応が進行しても、発電室１０が大幅な温度低下を招くこともない。また、水蒸気改質反応ＳＲが進行しても、燃焼室１８では継続して燃焼反応が進行する。
【００６１】
このようにして、燃料電池モジュール２は、点火装置８３により点火した後、部分酸化改質反応ＰＯＸ、オートサーマル改質反応ＡＴＲ、水蒸気改質反応ＳＲが、順次進行することにより、発電室１０内の温度が徐々に上昇する。次に、発電室１０内及び燃料電池セル８４の温度が燃料電池モジュール２を安定的に作動させる定格温度よりも低い所定の発電温度に達したら、燃料電池モジュール２を含む回路を閉じ、燃料電池モジュール２による発電を開始し、それにより、回路に電流が流れる。燃料電池モジュール２の発電により、燃料電池セル８４自体も発熱し、燃料電池セル８４の温度も上昇する。この結果、燃料電池モジュール２を作動させる定格温度、例えば、６００℃〜８００℃になる。
【００６２】
この後、定格温度を維持するために、燃料電池セル８４で消費される燃料ガス及び空気の量よりも多い燃料ガス及び空気を供給し、燃焼室１８での燃焼を継続させる。なお、発電中は、改質効率の高い水蒸気改質反応ＳＲで発電が進行する。
【００６３】
次に、図８により本実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の運転停止時の動作を説明する。図８は、本実施形態により固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の運転停止時の動作を示すタイムチャートである。
図８に示すように、燃料電池モジュール２の運転停止を行う場合には、先ず、燃料流量調整ユニット３８及び水流量調整ユニット２８を操作して、燃料ガス及び水蒸気の改質器２０への供給量を減少させる。
【００６４】
また、燃料電池モジュール２の運転停止を行う場合には、燃料ガス及び水蒸気の改質器２０への供給量を減少させると同時に、改質用空気流量調整ユニット４４による発電用空気の燃料電池モジュール２内への供給量を増大させて、燃料電池セル集合体１２及び改質器２０を空気により冷却し、これらの温度を低下させる。その後、改質器２０の温度が所定温度、例えば、４００℃まで低下したとき、燃料ガス及び水蒸気の改質器２０への供給を停止し、改質器２０の水蒸気改質反応ＳＲを終了する。この発電用空気の供給は、改質器２０の温度が所定温度、例えば、２００℃まで低下するまで、継続し、この所定温度となったとき、発電用空気流量調整ユニット４５からの発電用空気の供給を停止する。
【００６５】
このように、本実施形態においては、燃料電池モジュール２の運転停止を行うとき、改質器２０による水蒸気改質反応ＳＲと発電用空気による冷却とを併用しているので、比較的短時間に、燃料電池モジュールの運転を停止させることができる。
【００６６】
つぎに、図９により、上述した本実施形態による水流量調整ユニット２８について詳細に説明する。図９は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の水流量調整ユニットを示す概略図である。
【００６７】
図９に示すように、純水を生成して改質器２０に供給する水供給手段である水流量調整ユニット２８は、上流側から順に、温水製造装置５０（図１）に内蔵された凝縮器である熱交換器１６０と、この熱交換器１６０の表面で凝縮された水滴を一時的に貯蔵する第１の貯水タンク２６ａと、この第１の貯水タンク２６ａ内の水を供給するポンプ１５４と、この供給された水を浄化して純水を生成するためのＲＯ膜（逆浸透膜）１５６と、生成された純水を一時的に貯蔵する、凝縮水タンクである第２の貯水タンク（純水タンク）２６ｂと、この純水を燃料電池モジュール２の改質器２０にパルス制御により間欠的に供給するパルスポンプ１５８とを備えている。
【００６８】
熱交換器１６０は、温水製造装置５０において温水を生成するための水道水と、燃料電池モジュール２からの排気との間で熱交換をするように構成されている。これにより、温水製造装置５０に導入された水道水は、燃料電池モジュール２の排気の熱により予熱される。なお、温水製造装置５０に導入され、熱交換器１６０の内部を流れる水道水は、施設等において温水として利用されるためのものであり、改質器２０における水蒸気改質に使用されることはない。一方、燃料電池モジュール２からの排気は、熱交換器１６０の表面に接触することにより冷却される。この際、排気中に含まれる水分は、熱交換器１６０の表面で冷やされることにより凝縮され、水滴となる。熱交換器１６０の表面で凝縮された水は、第１の貯水タンク２６ａに流入して一時的に貯蔵され、この水が第２の貯水タンク２６ｂに送られて、改質器２０における水蒸気改質に利用される。
【００６９】
なお、本実施形態においては、温水製造装置５０に備えられた熱交換器１６０を、燃料電池モジュール２の排気から水分を回収する凝縮器として利用しているが、他の熱交換器等、排気中の水分を凝縮させることができる任意の構成を、凝縮器として使用することができる。
【００７０】
また、第１の貯水タンク２６ａ、第２の貯水タンク２６ｂ等に貯水されている水及び純水が凍結するのを防止するためのヒーター１６２も備えている。
さらに、第１の貯水タンク２６ａは、その所定の上限水位と下限水位をそれぞれ検出する水位センサ１３６ａ，１３６ｂをそれぞれ備え、各水位センサ１３６ａ，１３６ｂがそれぞれの水位を検出することによって、これらの水位に相当する貯水量（例えば、第１の貯水タンク２６ａの満水量等）を検出することができるようになっている。
【００７１】
同様に、第２の貯水タンク２６ｂについても、その所定の上限水位と下限水位をそれぞれ検出する水位センサ１３６ｃ，１３６ｄをそれぞれ備え、各水位センサ１３６ｃ，１３６ｄがそれぞれの水位を検出することによって、これらの水位に相当する貯水量（例えば、第２の貯水タンク２６ｂの下限貯水量等）を検出することができるようになっている。さらに、第２の貯水タンク２６ｂには、上限水位と下限水位の間に、貯水量検出手段である水位センサ１３６ｅが設けられており、第２の貯水タンク２６ｂ内の貯水量の低下を検知している。後述するように、本実施形態においては、第２の貯水タンク２６ｂ内の水位が水位センサ１３６ｅの水位よりも低下すると、制御部１１０は、凝縮水高速生成制御を実行し、第２の貯水タンク２６ｂ内の水を増加させる。
【００７２】
次に、図１０及び図１１を参照して、本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池１における凝縮水高速生成制御を説明する。
図１０は、凝縮水高速生成制御のフローチャートを示す。図１１は、凝縮水高速生成制御が実行された場合における各パラメータの変化を示すタイムチャートである。
【００７３】
制御手段である制御部１１０は凝縮水高速生成手段１１０ａを備えており、凝縮水高速生成手段１１０ａは、図１０に示すフローチャートを所定の時間間隔で繰り返し実行するように構成されている。
【００７４】
まず、図１０のステップＳ１においては、第２の貯水タンク２６ｂ内の水量に異常があるか否かが判断される。即ち、水位センサ１３６ｄの検出信号に基づいて、第２の貯水タンク２６ｂ内の水位が下限水位よりも低下しているか否かが判断される。第２の貯水タンク２６ｂ内の水位が下限水位よりも低下している場合にはステップＳ２に進み、下限水位以上である場合にはステップＳ３に進む。
【００７５】
ステップＳ２においては、固体酸化物型燃料電池１の運転を停止し、水蒸気改質用の水が不足していることを報知する。即ち、第２の貯水タンク２６ｂ内の水位が下限水位よりも低下している場合には、凝縮水高速生成制御を実行し、水の生成を促進したとしても、水の生成が間に合わず水蒸気改質用の水が枯渇する虞がある。このため、第２の貯水タンク２６ｂ内の水位が下限水位よりも低下してしまった場合には、固体酸化物型燃料電池１の運転を停止し、燃料電池モジュール２の損傷を防止する。
【００７６】
一方、第２の貯水タンク２６ｂ内の水量に異常がない場合には、ステップＳ３に進み、ステップＳ３においては、水量が不足しているか否かが判断される。即ち、貯水量検出手段である水位センサ１３６ｅの検出信号に基づいて、第２の貯水タンク２６ｂ内の水位が所定の凝縮水高速生成制御開始水位よりも低下しているか否かが判断される。凝縮水高速生成制御開始水位よりも低下していない場合にはステップＳ４に進み、凝縮水高速生成制御開始水位よりも低下した場合にはステップＳ７に進む。第２の貯水タンク２６ｂ内の水位が凝縮水高速生成制御開始水位よりも低下している場合には、ステップＳ７以下の凝縮水高速生成制御を開始し、凝縮水高速生成制御開始水位以上である場合には、第２の貯水タンク２６ｂ内に貯蔵されている水量は不足しておらず、凝縮水高速生成制御は実行されない。
【００７７】
ステップＳ４においては、第２の貯水タンク２６ｂ内の水量が十分であるか否かが判断される。即ち、水位センサ１３６ｃの検出信号に基づいて、第２の貯水タンク２６ｂ内の水位が上限水位以上か否かが判断される。第２の貯水タンク２６ｂ内の水位が上限水位以上である場合にはステップＳ５に進み、上限水位未満である場合にはステップＳ８に進む。
【００７８】
ステップＳ５においては、発電電力の上限の制限が解除される。後述するように、ステップＳ７以下において実行される凝縮水高速生成制御の実行中は、燃料電池モジュール２の発電電力の上限値が最大定格電力よりも低く制限される。ステップＳ５では、ステップＳ４において第２の貯水タンク２６ｂ内の水量が十分であることが判定されているので、このような発電電力の上限の制限が解除される。なお、発電電力の制限が行われていない場合には、その状態が維持される。
【００７９】
次いで、ステップＳ６においては、凝縮水高速生成制御フラグＦの値が０にされ、図１０のフローチャートの１回の処理を終了する。凝縮水高速生成制御フラグＦは、凝縮水高速生成制御を実行中であることを示すフラグであり、凝縮水高速生成制御の実行中は値が１にされる。ステップＳ６では、ステップＳ４において第２の貯水タンク２６ｂ内の水量が十分であることが判定されているので、凝縮水高速生成制御フラグＦを０として、凝縮水高速生成制御が終了される。なお、凝縮水高速生成制御フラグＦの値が０であった場合には、その値が維持される。
【００８０】
一方、ステップＳ４において第２の貯水タンク２６ｂ内の水量が十分でないと判断された場合にはステップＳ８に進み、ステップＳ８においては、凝縮水高速生成制御フラグＦの値が１であるか否かが判断される。凝縮水高速生成制御フラグＦの値が１でない場合には、図１０のフローチャートの１回の処理を終了する。即ち、凝縮水高速生成制御フラグＦ＝０であり、凝縮水高速生成制御中でない場合には、第２の貯水タンク２６ｂ内の水位が上限水位未満であっても、凝縮水高速生成制御は開始されない。即ち、ステップＳ３→Ｓ４→Ｓ８の処理が行われる際は、第２の貯水タンク２６ｂ内の水位は、凝縮水高速生成制御開始水位以上、上限水位未満である場合であるが、フラグＦ＝０の場合には凝縮水高速生成制御は実施されず、フラグＦ＝１の場合には、凝縮水高速生成制御が継続される。
【００８１】
一方、ステップＳ３において第２の貯水タンク２６ｂ内の水量が不足していると判断された場合にはステップＳ７に進み、ステップＳ７においては凝縮水高速生成制御フラグＦの値が１にされ、凝縮水高速生成制御が開始される。
【００８２】
ステップＳ７において凝縮水高速生成制御フラグＦが１にされると、ステップＳ８→Ｓ９と進み、ステップＳ９においては、燃料電池モジュール２内が過昇温のために冷却中であるか否かが判断される。後述するように、制御部１１０は、燃料電池モジュール２内の温度が適正温度よりも高い所定の状態では、発電用の空気利用率を低下させることにより発電用空気の供給量を増加させ、これにより燃料電池モジュール２内を冷却する。ステップＳ９においては、このような冷却が行われているか否かが判断される。燃料電池モジュール２内が過昇温のために冷却中である場合にはステップＳ１３に進み、冷却中でない場合にはステップＳ１０に進む。
【００８３】
ステップＳ１０においては、燃料電池モジュール２による発電電流の上限が６Ａに制限され、これにより発電電力も制限される。燃料電池モジュール２による発電電力を制限することにより、熱交換器１６０における凝縮水の生成が促進される理由については後述する。
【００８４】
次に、ステップＳ１１においては、第２の貯水タンク２６ｂ内の水量が不足している状態が連続しているか否かが判断される。即ち、凝縮水高速生成制御が行われていない凝縮水高速生成制御フラグＦ＝０の状態から、凝縮水高速生成制御が行われるｆ＝１の状態に変更された後、所定時間経過しているか否かが判断される。水量不足が所定時間以上連続している場合にはステップＳ１２に進み、連続していない場合には、図１０のフローチャートの１回の処理を終了する。
【００８５】
ステップＳ１２においては、燃料電池モジュール２による発電電流の上限が４Ａに制限され、これにより発電電力も制限される。即ち、凝縮水高速生成制御が開始された後、所定時間経過するまでは発電電流の制限を６Ａに留めることにより、系統電源からの買電力を極力増加させずに、凝縮水高速生成制御を実施する。一方、凝縮水高速生成制御開始後、所定時間経過しても水量不足の状態が解消されない場合には、さらに発電電流の制限を強化して、早急に水量不足の状態が解消されるように、燃料電池モジュール２を運転する。
【００８６】
一方、ステップＳ９において、燃料電池モジュール２内が過昇温のために冷却中であると判断された場合にはステップＳ１３に進み、ステップＳ１３においては、第２の貯水タンク２６ｂ内の水量が不足している状態が連続しているか否かが判断される。ステップＳ１３において、水量不足が連続していないと判断された場合には、ステップＳ１４に進み、ステップＳ１４においては、燃料電池モジュール２による発電電流の上限が４Ａに制限され、これにより発電電力も制限される。
【００８７】
ステップＳ１４においては、水量不足が連続していない状態であっても、燃料電池モジュール２内の過昇温による冷却中であるため、ステップＳ１０よりも発電電流の制限が強化される。後述するように、燃料電池モジュール２を冷却するために発電用の空気供給量が増量されている状態では、熱交換器１６０において凝縮水が生成されにくいため、発電電流の制限を強化して凝縮水の生成を、より促進する。
【００８８】
一方、ステップＳ１３において、水量不足が連続していると判断された場合には、ステップＳ１５に進み、ステップＳ１５においては、燃料電池モジュール２による発電電流の上限が３Ａに制限され、これにより発電電力も制限される。即ち、ステップＳ１３において、水量不足が連続していると判断された場合には、燃料電池モジュール２内が冷却中であると共に、水量不足の状態が所定時間以上解消されていないため、発電電流の制限を最も強化して凝縮水の生成を促進する。
【００８９】
次に、図１１を参照して、凝縮水高速生成制御の作用を説明する。
図１１は、本実施形態による固体酸化物型燃料電池１の作動状態の一例を示すタイムチャートであり、上段から順に、燃料電池セルスタック１４の温度、発電用空気供給量、燃料供給量、発電用空気供給量と燃料供給量の比、燃料電池モジュール２による発電電流、熱交換器１６０表面温度と熱交換器１６０に流入する排気温度の差を示している。
【００９０】
まず、図１１の時刻ｔ１０乃至ｔ１１においては、発電電流が、燃料電池モジュール２の最大定格電流にされている（図１１、５段目のタイムチャート）。この発電電流に対応して、図１１に夫々破線で示すように、燃料電池モジュール２内の燃料電池セルスタック１４の適正な温度（図１１、最上段のタイムチャート）、適正な発電用空気供給量（図１１、２段目のタイムチャート）、及び基準となる燃料供給量（図１１、３段目のタイムチャート）が夫々設定されている。
【００９１】
時刻ｔ１０乃至ｔ１１においては、燃料電池セルスタック１４の温度が適正温度よりも高い状態にあるため、制御部１１０は燃料電池モジュール２内の温度を低下させるために、適正な発電用空気供給量よりも多い空気を燃料電池モジュール２に供給し、燃料電池セルスタック１４を冷却している（図１０、ステップＳ９における「過昇温による冷却」に該当）。また、制御部１１０は、燃料電池モジュール２に供給する燃料供給量を、基準となる燃料供給量よりも少なくしている。これにより、燃料電池モジュール２内に蓄積された熱が、燃料電池セルスタック１４の温度を維持するために消費されるので、燃料電池モジュール２内の温度を低下させることができる。なお、具体的な燃料供給量、及び発電用空気供給量の設定については後述する。
【００９２】
このように、時刻ｔ１０乃至ｔ１１においては、燃料電池セルスタック１４の温度が適正温度よりも高く、これを低下させるために発電用空気供給量が増加され、燃料供給量が減じられている。このように燃料電池モジュール２が運転されることにより、供給される発電用空気と燃料の比Ａ／Ｆは増大する（図１１、４段目のタイムチャート）。また、燃料供給量が減じられ、発電用空気供給量が増加されることにより、燃料電池モジュール２からの排気温度が低下するため、熱交換器１６０に流入する排気温度と熱交換器１６０表面の温度との温度差が小さくなる（図１１、最下段のタイムチャート）。発電用空気と燃料の比が大きく、排気と熱交換器１６０の温度差が小さい状態では、熱交換器１６０表面において排気中の水分が凝縮されにくく、凝縮により生成される水の量が減少する。このため、発電用空気と燃料の比Ａ／Ｆは、所要量の凝縮水が生成され水自立が可能な上限値（図１１、４段目のタイムチャートにおける破線）を超えてしまう。また、排気と熱交換器１６０の温度差も、所要量の凝縮水が生成され水自立が可能な下限値（図１１、最下段のタイムチャートにおける破線）を下回ってしまう。
【００９３】
時刻ｔ１０乃至ｔ１１において、所要量の凝縮水を生成することができない状態で燃料電池モジュール２が運転された結果、時刻ｔ１１において、第２の貯水タンク２６ｂ内の水量が不足する（図１０、ステップＳ３における「水量不足」に該当）。これにより、制御部１１０に内蔵された凝縮水高速生成手段１１０ａは、時刻ｔ１１において、発電電流の上限を４Ａに低下させる（図１０、ステップＳ１４）。この発電電流の低下に伴い燃料供給量も減少されるが、燃料電池セルスタック１４は極めて熱容量が大きいため、燃料電池セルスタック１４は依然として適正温度よりも高い状態が継続する。このため、発電用空気供給量は、適正な発電用空気供給量よりも多い状態に維持される。
【００９４】
このように、時刻ｔ１１において、発電電流の上限を低下させることにより、燃料供給量が低下される一方、発電用空気供給量は増加された状態が継続するため、発電用空気と燃料の比Ａ／Ｆが増大（図１１、４段目のタイムチャート）して排気中に含まれる水分の割合が減少し、排気と熱交換器１６０の温度差も低下する。従って、凝縮水高速生成手段１１０ａにより発電電流が低下された直後は、燃料電池モジュール２は却って凝縮水が生成されにくい状態となる。
【００９５】
次に、時刻ｔ１２において、凝縮水高速生成制御開始後、所定時間が経過する（図１０、ステップＳ１３における「水量不足連続」に該当）と、凝縮水高速生成手段１１０ａは、発電電流の上限を、さらに３Ａに低下させる（図１０、ステップＳ１５）。なお、本実施形態においては、凝縮水高速生成制御開始後、約３０分水量不足が連続した場合、発電電流の上限が更に低下される。時刻ｔ１２において発電電流を低下させた直後には、燃料供給量が低下される一方、発電用空気供給量は増加された状態が継続するため、発電用空気と燃料の比Ａ／Ｆはさらに増大し（図１１、４段目のタイムチャート）、排気と熱交換器１６０の温度差もさらに低下する（図１１、最下段のタイムチャート）。
【００９６】
発電電流を低下させた後、更に時間が経過すると、燃料電池セルスタック１４の温度が低下する。燃料電池セルスタック１４の温度が低下されると、制御部１１０は発電用空気供給量を減少させ、また、燃料供給量を基準となる燃料供給量まで増加させる。これに伴い、発電用空気と燃料の比Ａ／Ｆが減少することにより排気中の水分の割合が増加し始め、排気と熱交換器１６０の温度差も増大し始める。これにより、時刻ｔ１３において、発電用空気と燃料の比Ａ／Ｆは水自立が可能な上限値を下回ると共に、排気と熱交換器１６０の温度差も、水自立が可能な下限値を超える。この状態で燃料電池モジュール２を運転することにより、第２の貯水タンク２６ｂ内の水量は増加する。
【００９７】
次いで、時刻ｔ１４において、第２の貯水タンク２６ｂ内の水は、所定の上限水位に到達し（図１０、ステップＳ４における「水量満足」に該当）、凝縮水高速生成手段１１０ａは、凝縮水高速生成制御を終了する。凝縮水高速生成制御の終了に伴い凝縮水高速生成手段１１０ａは発電電流の上限制限を解除し（図１０、ステップＳ５における「発電上限制限解除」に該当）、再び発電電流が増大される。
【００９８】
このように、凝縮水高速生成手段１１０ａは、発電電流の上限値に制限を加えることにより、まず、燃料電池セルスタック１４の温度を低下させる。即ち、温度が高い状態においては、燃料電池セルスタック１４の損傷を避けるために温度を低下させる必要があり、空気供給量を多い状態に維持せざるを得ない。このように、温度が高い状態においては、空気供給量を多く（空気利用率を低く）、燃料供給量を少なく（燃料利用率を高く）維持する必要があり、凝縮水が生成されやすい運転条件を達成する余地が少ない。温度が低下した後は、空気供給量を減じ（空気利用率を高く）、燃料供給量を多く（燃料利用率を低く）設定した運転が可能になる。これにより、温度が低下した後は、発電用空気供給量に対する燃料供給量の割合が多くなるように、発電用空気流量調整ユニット４４及び燃料流量調整ユニット３８を制御して、熱交換器１６０における凝縮水の生成を促進し、凝縮水を高速で生成させる。凝縮水高速生成手段１１０ａは、発電電流の上限値に制限を加えることにより、まず、燃料供給量を低下させ、これにより温度が低下された後、発電用空気供給量を減少させることにより、間接的に凝縮水が生成されやすい運転条件を作り出し、第２の貯水タンク２６ｂ内の水量を増加させる。
【００９９】
次に、図１２乃至１８を参照して、要求される発電量及び発電室温度センサ１４２による検出温度Ｔｄに基づいて発電用空気供給量、水供給量、及び燃料供給量を決定する手順を説明する。
【０１００】
図１２は、検出温度Ｔｄに基づいて発電用空気供給量、水供給量、及び燃料供給量を決定する手順を示すフローチャートである。図１３は発電電流に対する適正な燃料電池セルスタック１４の温度を示すグラフである。図１４は積算値に応じて決定される燃料利用率を示すグラフである。図１５は、各発電電流に対して決定され得る燃料利用率の値の範囲を示すグラフである。図１６は積算値に応じて決定される空気利用率を示すグラフである。図１７は、各発電電流に対して決定され得る空気利用率の値の範囲を示すグラフである。図１８は、決定された空気利用率に対して水供給量を決定するためのグラフである。
【０１０１】
図１３に一点鎖線で示すように、本実施形態においては、燃料電池モジュール２によって生成すべき電流に対して、適正な燃料電池セルスタック１４の温度Ｔｓ（Ｉ）が規定されている（図１１、最上段のタイムチャートにおける破線）。制御部１１０は、燃料電池セルスタック１４の温度が、適正な温度Ｔｓ（Ｉ）に近づくように、燃料供給量等を制御する。即ち、制御部１１０は、概略的には、発電電流に対して燃料電池セルスタック１４の温度が高い場合（燃料電池セルスタック１４の温度が図１３の一点鎖線よりも上にある場合）には、燃料利用率を高め、断熱材７等に蓄積されている熱量を積極的に消費して、燃料電池モジュール２内の温度を低下させる。逆に、発電電流に対して燃料電池セルスタック１４の温度が低い場合には、燃料利用率を低下させ、燃料電池モジュール２内の温度が低下しないようにする。具体的には、燃料利用率は単純な検出温度Ｔｄのみに基づいて決定されるのではなく、検出温度Ｔｄ等に基づいて決定される加減算値を積算することにより蓄熱を反映した量を計算し、この量に基づいて燃料利用率等が決定される。この加減算値を積算することによる蓄熱量の推定値は、制御部に内蔵された蓄熱量推定手段１１０ｂ（図６）により計算される。
【０１０２】
図１２に示すフローチャートは、温度検出手段である発電室温度センサ１４２によって検出された検出温度Ｔｄ等に基づいて発電用空気供給量、水供給量、及び燃料供給量を決定するものであり、所定の時間間隔で実行される。
【０１０３】
まず、図１２のステップＳ３１においては、検出温度Ｔｄ及び図１３に基づいて、第１加減算値Ｍ１が計算される。まず、検出温度Ｔｄが、燃料電池セルスタック１４の適正温度Ｔｓ（Ｉ）に対して、所定の温度範囲内（図１３の２本の実線の間）にある場合には、第１加減算値Ｍ１は０にされる。
即ち、検出温度Ｔｄが、
Ｔｓ（Ｉ）−Ｔｅ≦Ｔｄ≦Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ
の範囲内にある場合には、第１加減算値Ｍ１＝０にされる。ここで、Ｔｅは第１加減算値閾値温度である。なお、本実施形態においては、第１加減算値閾値温度Ｔｅは３℃である。
【０１０４】
また、検出温度Ｔｄが、適正温度Ｔｓ（Ｉ）よりも低く、
Ｔｄ＜Ｔｓ（Ｉ）−Ｔｅ            （４）
の範囲内（図１３における下側の実線よりも下）にある場合には、第１加減算値Ｍ１は、
Ｍ１＝Ｋｉ×（Ｔｄ−（Ｔｓ（Ｉ）−Ｔｅ））        （５）
によって計算される。この際、第１加減算値Ｍ１は、負の値（減算値）となる。なお、Ｋｉは、所定の比例定数である。
【０１０５】
また、検出温度Ｔｄが、適正温度Ｔｓ（Ｉ）よりも高く、
Ｔｄ＞Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ            （６）
の範囲内（図１３における上側の実線よりも上）にある場合には、第１加減算値Ｍ１は、
Ｍ１＝Ｋｉ×（Ｔｄ−（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ））        （７）
によって計算される。この際、第１加減算値Ｍ１は、正の値（加算値）となる。このように、第１加減算値Ｍ１は、検出温度Ｔｄの他、発電電流に基づいて決定され、これを積算することにより蓄熱量が推定される。即ち、適正温度Ｔｓ（Ｉ）は、発電電流（電力）に応じて異なるように設定され、この適正温度Ｔｓ（Ｉ）に基づいて決定される（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）の値、及び（Ｔｓ（Ｉ）−Ｔｅ）の値に基づいて、第１加減算値Ｍ１が正又は負の値に決定される。
【０１０６】
なお、検出温度Ｔｄが（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）を超えると、第１加減算値Ｍ１は正の値となり、後述するように燃料利用率を高くする燃料供給量の変更が行われるので、本明細書においては、各発電電力に対する温度（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）を燃料利用率変更温度と称する。また、燃料利用率変更温度（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）を超えることにより、燃料利用率を高くした高効率制御に移行した後、高効率制御から蓄積されている熱量の消費を行わない目標温度域制御に復帰するタイミングは、後述するように、第１加減算値Ｍ１等の積算値Ｎ１ｉｄが０まで低下した時点となる。このため、検出温度Ｔｄが燃料利用率変更温度（Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅ）よりも低下した後も、暫時、積算値Ｎ１ｉｄは０よりも大きい値に維持され、高効率制御が行われる。従って、高効率制御から目標温度域制御に復帰する目標温度域制御復帰温度は、燃料利用率変更温度よりも低い温度になる。
【０１０７】
次に、図１２のステップＳ３２においては、最新の検出温度Ｔｄ、及び１分前に検出された検出温度Ｔｄｂに基づいて、第２加減算値Ｍ２が計算される。まず、最新の検出温度Ｔｄと１分前の検出温度Ｔｄｂの差の絶対値が所定の第２加減算値閾値温度未満である場合には、第２加減算値Ｍ２は０にされる。なお、本実施形態においては、第２加減算値閾値温度は１℃である。
【０１０８】
また、最新の検出温度Ｔｄと１分前の検出温度Ｔｄｂの差である変化温度差が所定の第２加減算値閾値温度以上の場合には、第２加減算値Ｍ２は、
Ｍ２＝Ｋｄ×（Ｔｄ−Ｔｄｂ）            （８）
によって計算される。この第２加減算値Ｍ２は、検出温度Ｔｄが上昇傾向にある場合には正の値（加算値）となり、検出温度Ｔｄが低下傾向にある場合には負の値（減算値）となる。なお、Ｋｄは、所定の比例定数である。従って、検出温度Ｔｄが上昇している場合において、変化温度差（Ｔｄ−Ｔｄｂ）が大きい領域においては、変化温度差が小さい領域よりも、速応推定値である第２加減算値Ｍ２が大きく増加される。逆に、検出温度が低下している場合において、変化温度差（Ｔｄ−Ｔｄｂ）の絶対値が大きい領域においては、変化温度差の絶対値が小さい領域よりも、第２加減算値Ｍ２は大きく減少される。
【０１０９】
なお、本実施形態においては、比例定数Ｋｄは一定値であるが、変形例として、変化温度差が正の場合と負の場合で、異なる比例定数Ｋｄを使用することもできる。例えば、変化温度差が負である場合に比例定数Ｋｄを大きく設定することもできる。これにより、検出温度が低下している場合には、検出温度が上昇している場合よりも、変化温度差に対して急激に速応推定値が変化される。或いは、変形例として、変化温度差の絶対値が大きい領域において、小さい領域よりも比例定数Ｋｄを大きく設定することもできる。これにより、変化温度差の絶対値が大きい領域においては、変化温度差の絶対値が小さい領域よりも、変化温度差の変化に対して急激に速応推定値が変化される。また、変化温度差の正負に基づく比例定数Ｋｄの変更と、変化温度差の絶対値の大小に基づく比例定数Ｋｄの変更を組み合わせることもできる。
【０１１０】
次いで、図１２のステップＳ３３においては、ステップＳ３１で計算された第１加減算値Ｍ１、及びステップＳ３２で計算された第２加減算値Ｍ２を、第１積算値Ｎ１ｉｄに積算する。第１積算値Ｎ１ｉｄには、第１加減算値Ｍ１により、断熱材７等に蓄積された利用可能な蓄熱量が反映され、第２加減算値Ｍ２により、直近の検出温度Ｔｄの変化が反映される。即ち、第１積算値Ｎ１ｉｄは、断熱材７等に蓄積された利用可能な蓄熱量の推定値として利用することができる。また、積算は、固体酸化物型燃料電池の運転開始後継続的に、図１２のフローチャートが実行される毎に行われ、前回計算された第１積算値Ｎ１ｉｄに、第１加減算値Ｍ１及び第２加減算値Ｍ２が加算又は減算され、新たな第１積算値Ｎ１ｉｄに更新される。第１積算値Ｎ１ｉｄは、０〜４の間の値をとるように制限されており、第１積算値Ｎ１ｉｄが４に到達した場合には、値は次に減算が行われるまで４に保持され、第１積算値Ｎ１ｉｄが０まで減少した場合には、値は次に加算が行われるまで０に保持される。
【０１１１】
なお、ステップＳ３３においては、第１積算値Ｎ１ｉｄに加え、第２積算値Ｎ２ｉｄの値も計算する。第２積算値Ｎ２ｉｄは、後述するように、燃料電池モジュール２に劣化が発生するまでは、第１積算値Ｎ１ｉｄと全く同様に計算され、第１積算値Ｎ１ｉｄと同一の値を取る。
【０１１２】
なお、上記のように、本実施形態においては、第１加減算値Ｍ１と第２加減算値Ｍ２の和を第１積算値Ｎ１ｉｄに積算することにより、積算値を計算している。即ち、
Ｎ１ｉｄ＝Ｎ１ｉｄ＋Ｍ１＋Ｍ２        （９）
により、第１積算値Ｎ１ｉｄを計算している。ここで、変形例として、第１加減算値Ｍ１と第２加減算値Ｍ２の積を積算することにより、積算値を計算しても良い。即ち、この変形例では、第１積算値Ｎ１ｉｄは、
Ｎ１ｉｄ＝Ｎ１ｉｄ＋Ｋｍ×Ｍ１×Ｍ２        （１０）
により計算される。ここで、Ｋｍは、所定の条件に応じて変更される可変の係数である。また、この変形例においては、最新の検出温度Ｔｄと１分前の検出温度Ｔｄｂの差の絶対値が所定の第２加減算値閾値温度未満である場合には、第２加減算値Ｍ２は１にされる。
【０１１３】
さらに、図１２のステップＳ３４においては、計算された第１積算値Ｎ１ｉｄに基づいて、図１４及び図１５のグラフを使用して、燃料利用率が決定される。
図１４は、計算された第１積算値Ｎ１ｉｄに対する燃料利用率Ｕｆの設定値を示すグラフである。図１４に示すように、第１積算値Ｎ１ｉｄが０である場合には、燃料利用率Ｕｆは最小値である最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎに設定される。また、第１積算値Ｎ１ｉｄの増加と共に燃料利用率Ｕｆも増加し、第１積算値Ｎ１ｉｄ＝１において最大値である最大燃料利用率Ｕｆｍａｘとなる。この間、燃料利用率Ｕｆは、第１積算値Ｎ１ｉｄが小さい領域では傾きが小さく、第１積算値Ｎ１ｉｄが１に近づくほど傾きが大きくなる。即ち、推定蓄熱量が大きい領域においては、推定蓄熱量が小さい領域よりも、推定蓄熱量の変化に対して大幅に燃料利用率Ｕｆが変化される。換言すれば、推定された蓄熱量が大きいほど大幅に燃料利用率Ｕｆを高めるように燃料供給量が減少される。さらに、第１積算値Ｎ１ｉｄが１よりも大きい場合には、燃料利用率Ｕｆは最大燃料利用率Ｕｆｍａｘに固定される。これらの最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎ及び最大燃料利用率Ｕｆｍａｘの具体的な値は、発電電流（図１１における５段目のタイムチャート）に基づいて、図１５に示すグラフにより決定される。このように、断熱材７等に利用可能な熱量が蓄積されていることが推定された場合には、利用可能な熱量が蓄積されていない場合よりも同一の発電電力に対して燃料利用率が高くなるように、燃料供給量が減少される。即ち、図１１における時刻ｔ１０〜ｔ１３付近においては、燃料電池モジュール２内の温度が高く、利用可能な熱量が蓄積されている状態であるため、燃料利用率が高くなるように燃料供給量が減少されている。
【０１１４】
図１５は、各発電電流に対し、燃料利用率Ｕｆがとり得る値の範囲を示すグラフであり、各発電電流について燃料利用率Ｕｆの最大値及び最小値が示されている。図１５に示すように、各発電電流に対する最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎは、発電電流の増加と共に大きくなるように設定されている。即ち、発電電力が大きいときは燃料利用率が高く、発電電力が小さいときには燃料利用率が低くなるように設定されている。この最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎの直線上に燃料利用率が設定された場合には、断熱材７等に蓄積された熱量を利用することなく、燃料電池モジュール２は熱的に自立することができる。
【０１１５】
一方、最大燃料利用率Ｕｆｍａｘは、各発電電流に対して折れ線状に変化するように設定されている。ここで、各発電電流に対して燃料利用率Ｕｆがとり得る値の範囲（最大燃料利用率Ｕｆｍａｘと最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎの差）は、最大の発電電流で最も狭く、発電電流が減少するにつれて広くなる。これは、最大の発電電流付近では、熱的に自立可能な最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎが高く、蓄熱を利用しても燃料利用率Ｕｆを高める（燃料供給量を減じる）余地が少ないためである。さらに、発電電流が減少するにつれて熱的に自立可能な最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎは低くなるため、蓄熱を利用することにより燃料供給量を減じる余地が大きくなり、蓄熱量が多い場合には、燃料利用率Ｕｆを大幅に高めることが可能である。このため、発電電力が小さい領域においては、発電電力が大きい領域よりも、広い範囲で燃料利用率が変更される。
【０１１６】
また、発電電流が非常に小さい、所定の利用率抑制発電量ＩＵ以下の領域においては、発電電力が小さくなるほど燃料利用率Ｕｆがとり得る値の範囲が狭くなるように設定されている。これは、発電電流が小さい領域では、熱的に自立可能な最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎが低く、これを改善する余地は大きい。しかしながら、発電電流が小さい領域では、燃料電池モジュール２内の温度が低いため、この状態で大幅に燃料利用率Ｕｆを改善し、断熱材７等に蓄積されている熱量を急激に消費すると、燃料電池モジュール２内の過剰な温度低下を招くリスクがある。このため、発電電流が非常に小さい利用率抑制発電量ＩＵ以下の領域においては、発電電力が小さくなるほど燃料利用率Ｕｆを高める変更量が大幅に抑制される。即ち、燃料供給量を減少させる変更量は燃料電池モジュール２の発電量が少ないほど少なくなる。これにより、急激な温度低下のリスクを回避すると共に、蓄積された熱量を長時間に亘って利用することを可能にしている。
【０１１７】
このように、制御部１１０は、燃料利用率Ｕｆが常に発電電流（発電電力）に応じて予め設定された燃料利用率Ｕｆの許容範囲内になるように燃料流量調整ユニット３８を制御する。また、図１５に示すように、燃料利用率Ｕｆの許容範囲は、発電電流（発電電力）が少ない場合には、発電電流が多い場合よりも広くなるように設定されている。凝縮水高速生成手段１１０ａは、発電電流の上限値を制限することにより発電電流を低下させ（図１１、時刻ｔ１１）、燃料利用率Ｕｆの許容範囲の広い領域で燃料電池モジュール２を運転する。制御部１１０は、この領域において、燃料利用率Ｕｆを低下させた運転を行うことにより、空気利用率の許容範囲及び燃料利用率の許容範囲の中で、発電用空気に対する燃料の割合を多くし（図１１、４段目のタイムチャートの時刻ｔ１３〜）、凝縮水を高速に生成させる。
【０１１８】
図１２のステップＳ３４においては、発電電流に基づいて、最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎ及び最大燃料利用率Ｕｆｍａｘの具体値を、図１５のグラフを使用して決定する。次に、決定された最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎ及び最大燃料利用率Ｕｆｍａｘを図１４のグラフに適用し、ステップＳ３３において計算された第１積算値Ｎ１ｉｄに基づいて、燃料利用率Ｕｆを決定する。
【０１１９】
次に、図１２のステップＳ３５においては、第２積算値Ｎ２ｉｄに基づいて、図１６及び図１７のグラフを使用して、空気利用率が決定される。
図１６は、計算された第２積算値Ｎ２ｉｄに対する空気利用率Ｕａの設定値を示すグラフである。図１６に示すように、第２積算値Ｎ２ｉｄが０乃至１である場合には、空気利用率Ｕａは最大発電用酸化剤ガス利用率である最大空気利用率Ｕａｍａｘに設定される。さらに、第２積算値Ｎ２ｉｄが１を超えて増加すると共に空気利用率Ｕａは低下し、第２積算値Ｎ２ｉｄ＝４において最小値である最小空気利用率Ｕａｍｉｎとなる。このように、空気利用率Ｕａを低下させることによる増加分の空気は冷却用の流体として作用するので、図１６に示す空気利用率Ｕａの設定は、強制冷却手段として作用する。これらの最小空気利用率Ｕａｍｉｎ及び最大空気利用率Ｕａｍａｘの具体的な値は、発電電流に基づいて、図１７に示すグラフにより決定される。
【０１２０】
図１７は、各発電電流に対し、空気利用率Ｕａがとり得る値の範囲を示すグラフであり、各発電電流について燃料利用率Ｕａの最大値及び最小値が示されている。図１７に示すように、各発電電流に対する最大空気利用率Ｕａｍａｘは、発電電流の増加と共に僅かに大きくなるように設定されている。一方、最小空気利用率Ｕａｍｉｎは、発電電流の増加と共に低下する。空気利用率Ｕａを、最大空気利用率Ｕａｍａｘよりも低下させる（空気供給量を増大させる）ことは、発電に必要な空気よりも多い空気を燃料電池モジュール２内に導入することになり、これにより、燃料電池モジュール２内の温度は低下される。従って、燃料電池モジュール２内の温度が過剰に上昇し、温度を低下させる必要がある場合には、空気利用率Ｕａを低下させる。本実施形態においては、発電電流の増加と共に最小空気利用率Ｕａｍｉｎを低下（空気供給量を増加）させていくと、所定の発電電流において、最小空気利用率Ｕａｍｉｎに対応する空気供給量が発電用空気流量調整ユニット４５の最大空気供給量を超えてしまう。このため、最小空気利用率Ｕａｍｉｎが図１７において破線で示されている所定の発電電流以上の領域では、図１６のグラフによって設定された空気利用率Ｕａを実現することができない場合がある。この場合には、実際に供給される空気供給量は、設定された空気利用率Ｕａに関わらず、発電用空気流量調整ユニット４５の最大空気供給量に固定される。これに伴い、所定の発電電流以上では、実際に実現される最小の空気利用率Ｕａは増大する。また、最大空気供給量が大きい発電用空気流量調整ユニットを使用した場合には、図１７に破線で示された部分の最小空気利用率Ｕａｍｉｎを実現することもできる。なお、発電用空気流量調整ユニット４５の最大空気供給量に達することにより規定された空気利用率Ｕａを、限界最小空気利用率ＵＬａｍｉｎと記載する。
【０１２１】
図１２のステップＳ３５においては、発電電流に基づいて、最小空気利用率Ｕａｍｉｎ及び最大空気利用率Ｕａｍａｘの具体値を、図１７のグラフを使用して決定する。次に、決定された最小空気利用率Ｕａｍｉｎ及び最大空気利用率Ｕａｍａｘを図１６のグラフに適用し、ステップＳ３３において計算された第２積算値Ｎ２ｉｄに基づいて、空気利用率Ｕａを決定する。
【０１２２】
次に、図１２のステップＳ３６においては、ステップＳ３５において決定された空気利用率Ｕａに基づき、図１８を使用して水蒸気量と炭素量の比であるＳ／Ｃを決定する。
図１８は、横軸を空気利用率Ｕａ、縦軸を、供給された水蒸気量と、燃料に含まれる炭素量との比Ｓ／Ｃとしたグラフである。
【０１２３】
まず、ステップＳ３５において設定された空気利用率Ｕａが、発電用空気流量調整ユニット４５の最大空気供給量によって規定されていない発電電流の領域（図１８におけるＵａｍａｘ〜ＵＬａｍｉｎ間）では、水蒸気量と炭素量の比Ｓ／Ｃの値は、２．５に固定される。なお、水蒸気量と炭素量の比Ｓ／Ｃ＝１とは、供給された燃料に含まれる炭素の全量が、供給された水（水蒸気）により化学的に過不足なく水蒸気改質される状態を意味する。従って、水蒸気量と炭素量の比Ｓ／Ｃ＝２．５とは、燃料を水蒸気改質するために化学的に必要最小限の水蒸気量の２．５倍の水蒸気（水）が供給されている状態を意味する。実際には、Ｓ／Ｃ＝１となる水蒸気量では改質器２０内において炭素析出が発生してしまうため、Ｓ／Ｃ＝２．５程度となる水蒸気量が燃料を水蒸気改質するための適量である。
【０１２４】
次に、ステップＳ３５において設定される空気利用率Ｕａが、発電用空気流量調整ユニット４５の最大空気供給量によって制限される発電電流の領域では、図１８のグラフを使用して水蒸気量と炭素量の比Ｓ／Ｃが決定される。図１８において、横軸は空気利用率Ｕａであり、空気利用率Ｕａが大きく、最大空気利用率Ｕａｍａｘに近いほど空気供給量は少なくなる。一方、空気利用率Ｕａを低下させ、最小空気利用率Ｕａｍｉｎ（図１７における破線）に近づくと、空気供給量が限界に達し、空気利用率Ｕａは限界最小空気利用率ＵＬａｍｉｎになる。図１８に示すように、空気利用率Ｕａが限界最小空気利用率ＵＬａｍｉｎよりも大きい（空気供給量が少ない）場合には、水蒸気量と炭素量の比Ｓ／Ｃ＝２．５に設定される。さらに、ステップＳ３５において決定された空気利用率Ｕａが、限界最小空気利用率ＵＬａｍｉｎよりも小さい（空気供給量が多い）場合（図１８におけるＵａｍｉｎ〜ＵＬａｍｉｎ間）には、空気利用率Ｕａの減少と共に水蒸気量と炭素量の比Ｓ／Ｃは増大され、最小空気利用率Ｕａｍｉｎにおいて、Ｓ／Ｃ＝３．５に設定される。即ち、ステップＳ３５において決定された空気利用率Ｕａが、限界最小空気利用率ＵＬａｍｉｎにより実現できない場合（空気利用率Ｕａが図１７の斜線の範囲内に決定された場合）には、水蒸気量と炭素量の比Ｓ／Ｃを増大させ、水供給量を増大させる。これにより、改質器２０から流出する改質された燃料ガスの温度を低下させ、燃料電池モジュール２内の温度を低下傾向にする。このように、空気利用率Ｕａを低下させて空気供給量を増加させた後、水供給量を増大させると、増加分の水（水蒸気）は、冷却用の流体として作用するので、図１８に示す水供給量の設定は強制冷却手段として作用する。
【０１２５】
ステップＳ３７においては、ステップＳ３４、Ｓ３５、及びＳ３６において決定された燃料利用率Ｕｆ、空気利用率Ｕａ、及び水蒸気量と炭素量の比Ｓ／Ｃと、発電電流に基づいて、具体的な燃料供給量、空気供給量、水供給量を決定する。即ち、全量が発電に使用されるとした場合の燃料供給量を、決定された燃料利用率Ｕｆで除することにより実際の燃料供給量を計算し、全量が発電に使用されるとした場合の空気供給量を決定された空気利用率Ｕａで除することにより実際の空気供給量を計算する。また、計算された燃料供給量及びステップＳ３６において決定された水蒸気量と炭素量の比Ｓ／Ｃに基づいて、水供給量を計算する。
【０１２６】
次いで、ステップＳ３８において、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８、発電用空気流量調整ユニット４５、及び水供給手段である水流量調整ユニット２８に信号を送り、ステップＳ３７において計算された量の燃料、空気、及び水を供給し、図１２のフローチャートの１回の処理を終了する。
【０１２７】
次に、図１２のフローチャートを実行する時間間隔を説明する。本実施形態において、図１２のフローチャートは、出力電流が大きい場合には、０．５秒毎に実行され、出力電流が低下するにつれて、その２倍の１秒、４倍の２秒、８倍の４秒毎に実行される。これにより、第１及び第２加減算値が一定値である場合には、時間当たりの第１又は第２積算値の変化は、出力電流が少ないほど緩やかになる。即ち、蓄熱量推定手段１１０ｃは、出力電流（発電電力）が大きいほど蓄熱量の推定値を時間に対して急激に変化させる。これにより、積算値による蓄熱量の推定が、実際の蓄熱量を良く反映したものとなる。
【０１２８】
次に、図１２のフローチャートによって実現される固体酸化物型燃料電池の作用を説明する。
まず、ステップＳ３３において計算される第１積算値Ｎ１ｉｄの値が０である場合には、ステップＳ３４において決定される燃料利用率Ｕｆが、その発電電流における最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎ（燃料供給量最大）に設定される。これにより、第１積算値Ｎ１ｉｄの値が０であり、断熱材７等に蓄積された熱量が少ない状態においても、燃料電池モジュール２が熱的に自立できる十分な燃料が供給される。また、ステップＳ３３において計算される第２積算値Ｎ２ｉｄの値が、第１積算値Ｎ１ｉｄと同様に０である場合には、ステップＳ３５において決定される空気利用率Ｕａが、その発電電流における最大空気利用率Ｕａｆｍａｘ（空気供給量最小）に設定される。このため、燃料電池モジュール２に導入される発電用の空気により燃料電池セルスタック１４が冷却される作用は最小にされ、燃料電池セルスタック１４の温度を上昇傾向にすることができる。
【０１２９】
次に、検出温度Ｔｄが適正温度Ｔｓ（Ｉ）よりも高く、Ｔｄ＞Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅの状態で燃料電池モジュール２が運転されると、第１加減算値Ｍ１の値は正値となり、第１積算値Ｎ１ｉｄの値が０よりも大きくなる。これにより、図１４において、最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎよりも高い燃料利用率Ｕｆが設定されて燃料供給量が減少され、発電に使用されずに残る残余燃料の量が減少される。燃料利用率Ｕｆは、推定蓄熱量に対応した第１積算値Ｎ１ｉｄの値が大きいほど大幅に高くされる。燃料利用率Ｕｆが高められることにより、燃料供給量は熱自立可能な供給量よりも少なくされ、断熱材７等に蓄積された熱量を利用した高効率制御が実行される。残余燃料の量が減少され、断熱材７等に蓄積された熱量が利用されるので、発電を継続しながら燃料電池モジュール２内の温度上昇が抑制される。Ｔｄ＞Ｔｓ（Ｉ）＋Ｔｅの状態で運転が継続されると、正値の第１加減算値Ｍ１の積算が繰り返され、第１積算値Ｎ１ｉｄの値も増大する。第１積算値Ｎ１ｉｄが１に達すると、燃料利用率Ｕｆは、最大燃料利用率Ｕａｆｍａｘ（燃料供給量最小）に設定される。このように、燃料電池モジュール２に供給される燃料は、断熱材７等に蓄積された熱量を反映した、検出温度Ｔｄの過去の履歴に基づいて決定される。
【０１３０】
このような制御が実行されることにより、図１１に示すタイムチャートでは、燃料電池セルスタック１４の温度が高い状態において（時刻ｔ１０〜ｔ１３付近）、最小燃料利用率Ｕｆｍｉｎ（図１１、３段目のタイムチャートの破線に対応）よりも燃料利用率Ｕｆを高めた（燃料供給量を減じた）運転が行われる。
【０１３１】
第１積算値Ｎ１ｉｄが更に増大し、１を超えた場合においても、図１４に示すように、燃料利用率Ｕｆは、最大燃料利用率Ｕａｆｍａｘ（燃料供給量最小）に維持される。一方、第１積算値Ｎ１ｉｄと同一の値をとる第２積算値Ｎ２ｉｄの値（燃料電池モジュール２が劣化していない場合）も１を超えるので、図１６に基づいて、空気利用率Ｕａが低下（空気供給量増加）される。これにより、燃料電池モジュール２内は、供給される空気の増加により冷却傾向となる。
このような制御が実行されることにより、図１１に示すタイムチャートでは、燃料電池セルスタック１４の温度が高い状態において（時刻ｔ１０〜ｔ１３付近）、最大空気利用率Ｕａｍａｘ（図１１、２段目のタイムチャートの破線に対応）よりも空気利用率Ｕａを低下させた（空気供給量を増加させた）運転が行われ、燃料電池セルスタック１４が適正温度（図１３の一点鎖線に対応）まで冷却される。
【０１３２】
これに対して、検出温度Ｔｄが適正温度Ｔｓ（Ｉ）よりも低く、Ｔｄ＜Ｔｓ（Ｉ）−Ｔｅの状態で燃料電池モジュール２が運転されると、第１加減算値Ｍ１の値は負値となり、第１積算値Ｎ１ｉｄの値は減少される。これにより、燃料利用率Ｕｆは、維持（第１積算値Ｎ１ｉｄ＞１）又は低下（第１積算値Ｎ１ｉｄ≦１）される。また、空気利用率Ｕａは、増大（第２積算値Ｎ２ｉｄ＞１）又は維持（第２積算値Ｎ２ｉｄ≦１）される。これにより、燃料電池モジュール２内の温度を上昇傾向にすることができる。
【０１３３】
以上は、検出温度Ｔｄの履歴に基づいて計算される第１加減算値Ｍ１のみに注目した固体酸化物型燃料電池の作用であるが、第１積算値Ｎ１ｉｄ及び第２積算値Ｎ２ｉｄは、第２加減算値Ｍ２によっても影響を受ける。燃料電池モジュール２、特に、燃料電池セルスタック１４は、非常に熱容量が大きく、その検出温度Ｔｄの変化は極めて緩慢である。このため、検出温度Ｔｄが一旦上昇傾向に入ると、その温度上昇を短時間で抑制することは困難であり、また、検出温度Ｔｄが低下傾向に入った場合にも、これを上昇傾向に戻すには長い時間を要する。このため、検出温度Ｔｄに上昇又は低下の傾向が現れた場合には、これに迅速に反応して第１、第２積算値を修正する必要がある。
【０１３４】
即ち、最新の検出温度Ｔｄが、１分前の検出温度Ｔｄｂよりも第２加減算値閾値温度以上高い場合には、第２加減算値Ｍ２が正の値となり、第１、第２積算値が増大される。これにより、検出温度Ｔｄが上昇傾向に入ったことを第１、第２積算値に反映させることができる。同様に、最新の検出温度Ｔｄが、１分前の検出温度Ｔｄｂよりも第２加減算値閾値温度以上低い場合には、第２加減算値Ｍ２が負の値となり、第１、第２積算値が減少される。即ち、発電室温度センサ１４２により検出された最新の検出温度Ｔｄと、過去の検出温度Ｔｄｂとの差である変化温度差に基づいて速応推定値である第２加減算値Ｍ２が計算される。従って、検出温度Ｔｄが急激に低下している場合には、緩やかに低下している場合よりも、燃料利用率Ｕｆを高める変更量が大幅に抑制され、また、発電電力が利用率抑制発電量ＩＵ以下の領域では最大燃料利用率Ｕｆｍａｘも低く設定されているため、変更量は、より大幅に抑制される。これにより、検出温度Ｔｄが低下傾向に入ったことを第１、第２積算値に反映させることができる。このように、本実施形態においては、検出温度Ｔｄに基づいて決定された第１加減算値Ｍ１の積算値、及び新しく検出された検出温度Ｔｄと過去に検出された検出温度Ｔｄｂの差に基づく差分値に基づいて蓄熱量が推定される。即ち、本実施形態においては、検出温度Ｔｄの履歴に基づいて計算される基本推定値である第１加減算値Ｍ１の積算値、及び基本推定値を計算する履歴よりも短い期間における検出温度Ｔｄの変化率に基づいて計算される速応推定値である第２加減算値Ｍ２に基づいて、蓄熱量推定手段１１０ｃにより蓄熱量が推定される。このように、本実施形態においては、基本推定値と速応推定値の和に基づいて蓄熱量が推定される。
【０１３５】
なお、燃料電池モジュール２の温度変化は、検出温度ＴｄとＴｄｂを検出する間隔である１分に比して極めて緩慢であるため、第２加減算値Ｍ２は０である場合が多い。このため、第１、第２積算値は、主に第１加減算値Ｍ１によって支配され、検出温度Ｔｄの上昇又は低下傾向が現れたとき、第２加減算値Ｍ２が、第１、第２積算値の値を修正するように作用する。このように、蓄熱量の推定値には、検出温度の履歴の他に、第２加減算値Ｍ２によって直近の検出温度Ｔｄの変化が加味される。このため、直近の検出温度Ｔｄの変化が大きい（第２加減算値閾値温度以上の変化）場合には、第２加減算値Ｍ２が値を持つので、蓄熱量の推定値が修正され、燃料利用率Ｕｆが大幅に変更される。
【０１３６】
本発明の実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、第２の貯水タンク２６ｂ内の凝縮水が不足した場合（図１０、ステップＳ３）には、凝縮水高速生成手段１１０ａが、凝縮水を増加させるべく発電電力を低下させる（図１０、ステップＳ１０、Ｓ１２、Ｓ１４、Ｓ１５）ので、燃料電池セルスタック１４の温度が低下され、これにより、発電用空気供給量／燃料供給量の比を上昇させる余地が生まれる。このように、燃料電池セルスタック１４の損傷等を確実に回避しながら、凝縮水を高速で生成させることができる。
【０１３７】
また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、燃料電池セルスタック１４の温度が高い場合には、発電用空気供給量が増加され（図１１、時刻ｔ１０〜ｔ１３）、これにより、燃料電池セルスタック１４が冷却される。しかしながら、このように発電用空気供給量が増加された状態では、発電用空気供給量／燃料供給量の比が増加し、熱交換器１６０において凝縮される凝縮水の量が低下するという問題がある。本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、凝縮水高速生成手段１１０ａにより発電電力を低下させるだけで、簡単に、凝縮水の生成を促進することができる。
【０１３８】
また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、発電電力が大きい状態では燃料利用率の高い運転を行うことが可能であるが（図１５）、この状態において燃料利用率を低下させると、燃料電池セルスタック１４の温度が過剰に上昇してしまう。このため、発電電力が大きい状態では、凝縮水の生成を促進することが困難である。一方、発電電力が少ない状態では作動温度が低いため（図１３）、燃料利用率を低下させる余地があり、燃料利用率の許容範囲を広くすることができる（図１５）。これにより、発電電力を低下させることにより、凝縮水の生成を促進することができる。
【０１３９】
さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、燃料利用率及び発電用空気利用率が予め設定された許容範囲（図１５、１７）内で変化され、発電用空気に対する燃料の割合が多くされるので、固体酸化物型燃料電池１の熱的バランスを維持しながら、排気温度を高めることができ、凝縮水の生成を促進することができる。
【０１４０】
また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、凝縮水高速生成手段１１０ａが発電電力を低下させる（図１０、ステップＳ１０、Ｓ１２、Ｓ１４、Ｓ１５）ので、まず燃料供給量が低下され（図１１、３段目のタイムチャート時刻ｔ１１）、燃料電池セルスタック１４の温度が低下した後、発電用空気に対する燃料の割合が多くされる（図１１、４段目のタイムチャート時刻ｔ１３）。このため、燃料電池セルスタック１４の過昇温防止と、凝縮水生成の促進を同時に実現することができる。
【０１４１】
さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、発電用空気利用率を上昇させることにより発電用空気を減少させて排気温度を上昇させ、凝縮水の生成を促進すると共に、発電用空気利用率の上昇を最大発電用酸化剤ガス利用率の範囲内で行うことにより（図１７）、燃料電池モジュール２からの排気中の一酸化炭素濃度等を抑制することができ、エミッション性能を向上させることができる。
【０１４２】
以上、本発明の好ましい実施形態を説明したが、上述した実施形態に種々の変更を加えることができる。上述した実施形態においては、第２の貯水タンク２６ｂ内の所定の水位に水位センサ１３６ｅを取り付け、この水位を下回ったとき（図１０、ステップＳ３）凝縮水高速生成制御が開始されていたが、他の構成を採用することもできる。
【０１４３】
例えば、貯水タンク内の異なる水位に複数の水位センサを設けることができ、或いは、貯水タンク内の水量を検出することができる水量計を設けることもできる。このように構成された変形例においては、燃料電池セルスタック１４の温度が高い場合には、燃料電池セルスタック１４の温度が低い場合よりも、貯水タンク内の凝縮水が多い状態から凝縮水高速生成制御が開始されるように、本発明を構成することもできる。
【０１４４】
このように構成された変形例によれば、燃料電池セルスタック１４の温度が高い場合には、凝縮水が多い状態から凝縮水高速生成制御が開始されるので、燃料電池セルスタック１４の温度を低下させるために長時間を要し、実際の凝縮水の増加が遅れた場合でも、改質器２０に供給する水が枯渇するのを防止することができる。
【０１４５】
また、上述した本発明の実施形態においては、貯水タンク内の水位が低い状態が所定時間継続した場合（図１０、ステップＳ１１、Ｓ１３）には、より大幅に発電電力を低下させていたが、変形例として、貯水タンク内の貯水量に応じて発電電力を低下させることもできる。例えば、貯水タンク内の凝縮水が少ない場合には、凝縮水が多い場合よりも、より大幅に発電電力を低下させるように、凝縮水高速生成手段を構成することができる。
【０１４６】
このように構成された変形例によれば、凝縮水の量に応じて発電電力の制限が変更されるので、発電電力制限による影響を最小限に抑制しながら、確実に水の枯渇を防止することができる。
【符号の説明】
【０１４７】
１    固体酸化物型燃料電池
２    燃料電池モジュール
４    補機ユニット
７    断熱材（蓄熱材）
８    密封空間
１０    発電室
１２    燃料電池セル集合体
１４    燃料電池セルスタック
１６    燃料電池セルユニット（固体酸化物型燃料電池セル）
１８    燃焼室（燃焼部）
２０    改質器
２２    空気用熱交換器
２４    水供給源
２６    純水タンク
２６ｂ  第２の貯水タンク（凝縮水タンク）
２８    水流量調整ユニット（水供給手段）
３０    燃料供給源
３８    燃料流量調整ユニット（燃料供給手段）
４０    空気供給源
４４    改質用空気流量調整ユニット
４５    発電用空気流量調整ユニット（発電用酸化剤ガス供給手段）
４６    第１ヒータ
４８    第２ヒータ
５０    温水製造装置
５２    制御ボックス
５４    インバータ
８３    点火装置
８４    燃料電池セル
１１０    制御部（制御手段）
１１０ａ  凝縮水高速生成手段
１１０ｂ  蓄熱量推定手段
１１２    操作装置
１１４    表示装置
１１６    警報装置
１２６    電力状態検出センサ（買電力検出手段）
１３２    燃料流量センサ（燃料供給量検出センサ）
１３６ｅ  水位センサ（貯水量検出手段）
１３８    圧力センサ（改質器圧力センサ）
１４０    排気温度センサ
１４２    発電室温度センサ（温度検出手段）
１４８    改質器温度センサ（温度検出手段）
１５０    外気温度センサ
１５４    ポンプ
１５６    ＲＯ膜（逆浸透膜）
１５８    パルスポンプ
１６０    熱交換器（凝縮器）
１６２    ヒーター
【図１】
0005804261.tif 000002
【図２】
0005804261.tif 000003
【図３】
0005804261.tif 000004
【図４】
0005804261.tif 000005
【図５】
0005804261.tif 000006
【図６】
0005804261.tif 000007
【図７】
0005804261.tif 000008
【図８】
0005804261.tif 000009
【図９】
0005804261.tif 000010
【図１０】
0005804261.tif 000011
【図１１】
0005804261.tif 000012
【図１２】
0005804261.tif 000013
【図１３】
0005804261.tif 000014
【図１４】
0005804261.tif 000015
【図１５】
0005804261.tif 000016
【図１６】
0005804261.tif 000017
【図１７】
0005804261.tif 000018
【図１８】
0005804261.tif 000019