(57)【要約】【課題】システムに組み込まれる水処理系の構成を簡略化し、イオン交換樹脂の負荷を低減してその寿命を延ばすと共に、このイオン交換樹脂の酸化分解を抑制することによって改質水への硫黄化合物の流出を防止して改質系触媒の性能維持を図った、経済性・信頼性に優れた燃料電池発電システムを提供する。【解決手段】凝縮水タンク１４の下流側には熱交換器２２が設けられ、この熱交換器２２の下流にはイオン交換樹脂塔２４が配置されている。凝縮水タンク１４を出た凝縮水１８ｃはイオン交換樹脂塔２４を経由して、冷却水タンク３０を出た水１８ｄと合流した後、この合流水１８ｅが電池冷却水１８として燃料電池本体５へ導入される。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
炭化水素系燃料を原燃料とし水蒸気改質反応により水素リッチガスを製造する燃料改質系と、該燃料改質系で製造された水素リッチガスを燃料としてアノードに取り入れ空気中の酸素を酸化剤としてカソードに取り入れて発電する燃料電池本体と、前記燃料電池本体の動作温度を維持するための電池冷却水を流す電池冷却水系とが設けられた燃料電池発電システムにおいて、
前記燃料改質系または前記燃料電池本体から排出される排ガスを冷却して凝縮水を生成する凝縮水生成手段と、
前記燃料電池本体を出た前記電池冷却水を溜める電池冷却水タンクと、
前記凝縮水生成手段にて生成された凝縮水を溜める凝縮水タンクと、
前記凝縮水タンクに溜めた凝縮水を冷却するための熱交換器と、
前記熱交換器の下流に、前記熱交換器にて冷却した後の前記凝縮水中の陽イオンを除去するための陽イオン交換樹脂および陰イオンを除去するための陰イオン交換樹脂が充填されたイオン交換樹脂塔とを備え、
前記イオン交換樹脂塔を出た水と、前記冷却水タンクを出た水とを合流させ、この合流水を前記電池冷却水として前記燃料電池本体へ導入するように配管したことを特徴とする燃料電池発電システム。
【請求項２】
前記イオン交換樹脂塔は、前記陽イオン交換樹脂を前記イオン交換樹脂塔の上流側に、前記陰イオン交換樹脂を前記イオン交換樹脂塔の下流側に配置し、上昇流で通水するように構成したことを特徴とする請求項１に記載の燃料電池発電システム。
【請求項３】
前記イオン交換樹脂塔を出た水と前記冷却水タンクを出た水との合流水が合流される位置から前記冷却水タンクまでの前記電池冷却水系の間に、前記電池冷却水用のポンプを１つ設置したことを特徴とする請求項１又は２に記載の燃料電池発電システム。
【請求項４】
前記イオン交換樹脂塔内に充填された前記イオン交換樹脂部分を出た水を、前記炭化水素系燃料の水蒸気改質用の水として前記燃料改質系に供給するように配管したことを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
【請求項５】
前記イオン交換樹脂塔内の前記イオン交換樹脂の下流あるいは前記イオン交換樹脂塔の下流に、前記電池冷却水系の配管における前記電池冷却水の流速よりも流速を遅くした低流速水域を備え、
この低流速水域から出た水を、前記炭化水素系燃料の水蒸気改質用の水として前記燃料改質系に供給するように配管したことを特徴とする請求項４に記載の燃料電池発電システム。
【請求項６】
前記燃料電池本体から出た前記電池冷却水と前記燃料電池本体の前記カソードからの排ガスを取り入れて、前記電池冷却水中に存在する炭酸ガスを、前記カソードからの排ガスとの気液接触により除去する脱炭酸装置を備えたことを特徴とする請求項１〜５のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
【請求項７】
前記冷却水タンクの余剰水を前記凝縮水タンクへ導くように前記両タンクの水位を設定したことを特徴とする請求項１〜６のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
【請求項８】
前記陽イオン交換樹脂は少なくとも架橋度が１０％以上である陽イオン交換樹脂であることを特徴とする請求項１〜７のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
【請求項９】
前記電池冷却水系に前記電池冷却水が循環しているときのみ、前記炭化水素系燃料の水蒸気改質用の水を前記燃料改質系に供給するように構成したことを特徴とする請求項３〜８のいずれか１項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、電池冷却水等を処理するため水処理系の性能向上を図った燃料電池発電システムに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
燃料電池発電システムとは、燃料である水素と酸化剤である酸素とを電気化学的に反応させて直接電気を取り出すものである。このシステムは、高い効率で電気エネルギーを取り出すことができ、しかも、低騒音であり、且つ有害な排ガスを出さないといった優れた環境性を有している。
【０００３】
したがって、地球規模で環境問題が取り上げられている近年、高い需要が期待されている。中でも、電解質に固体高分子電解質膜を組み込んだ固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）は小型化に適しており、小規模事業用や家庭用として普及も間近な状況となっている。そのため、ニーズの拡大に伴って発電効率や品質の向上はもちろんのこと、さらなるコスト低減の努力が日々なされている。
【０００４】
小規模事業用あるいは家庭用などの比較的小型の燃料電池発電システムは、いわゆるコージェネレーションシステムとしての使用が見込まれており、発電した電力と共に、発電に伴う排熱を供給する熱電併給になっている。システムへの燃料供給基盤としては、現在のところ、既に整っている都市ガスやＬＰガス、灯油等の炭化水素系の原燃料が主に利用されており、前記原燃料を水蒸気と改質反応して得られる水素で発電する燃料電池発電システムを中心にして技術開発が進められている。
【０００５】
ところで、燃料電池本体は化学反応により発熱するので、燃料電池本体を所定の動作温度に維持するための電池冷却水を流さなくてはならない。また、炭化水素系の原燃料を水蒸気改質する燃料改質系には炭化水素系燃料の水蒸気改質用の水が不可欠であり、この改質水を安定して供給する必要がある。
【０００６】
さらに、コージェネレーションシステムである燃料電池発電システムでは、高温の排ガスを回収し、これを冷却することで熱エネルギーを獲得しているので、排ガスの冷却に伴って凝縮水が生成される。システム効率を向上させる観点から見て、この凝縮水は補給水として有効に利用することが望ましいことは言うまでもない。
【０００７】
すなわち、燃料電池発電システムには、電池冷却水、改質水、凝縮水といった３種類の水を処理するための水処理系が組み込まれている。これらの水処理系は、システム系外からの補給水を少なくする、あるいは無くすことによって、システム効率を向上させる役割を担っており、コージェネレーションシステムとしての性能を左右する重要な構成要素である。
【０００８】
ここで、図２を参照して、水処理系を含む燃料電池発電システムの従来例について具体的に説明する。図２に示すように燃料電池パッケージ１には、改質器バーナ１２を備えた燃料改質系２、アノード５ａ及びカソード５ｂを有する燃料電池本体５、脱炭酸塔１９と熱交換器１６と凝縮水タンク１４を組み込んだ複合熱交換器１３が設置されている。
【０００９】
以下、燃料電池パッケージ１中に流通する各種のガスや水の流れに沿って、各構成要素を説明する。まず、燃料電池パッケージ１に対し、パイプラインあるいはガスボンベなどの貯蔵設備より炭化水素系燃料である原燃料Ｆが供給される。燃料電池パッケージ１に供給された原燃料Ｆは、燃料改質系２に送られる。燃料改質系２は、原燃料Ｆを脱硫する脱硫器、水蒸気改質器、ＣＯ変成器およびＣＯ選択酸化器から構成されている。
【００１０】
燃料改質系２では、脱硫器にて原燃料Ｆを脱硫し、その後、気化された改質水３と混合し、水蒸気改質器による水蒸気改質反応、ＣＯ変成器での一酸化炭素（ＣＯ）変成反応およびＣＯ選択酸化器におけるＣＯ選択酸化反応などを経て、ＣＯ濃度が燃料電池本体５での制限値以下に低減したメタン、ＣＯ、二酸化炭素（ＣＯ２）などを含む水素リッチな改質ガス４を生成する。
【００１１】
燃料改質系２にて生成された改質ガス４は、燃料電池本体５のアノード５ａに導入される。燃料電池本体５のカソード５ｂには空気フィルタ３８を通過して空気ブロワー６で大気中の酸素が供給されている。燃料電池本体５ではアノード５ａの水素とカソード５ｂの酸素が反応して消費され、発電が行われる。また、燃料電池本体５には燃料電池本体５を最適な動作温度に維持するための電池冷却水１８が循環されている。
【００１２】
燃料電池本体５において、水素と酸素の反応後、アノード５ａからはアノード排ガス７が、カソード５ｂからはカソード排ガス１７がそれぞれ排出される。このうち、アノード排ガス７は、熱交換器８に送られる。熱交換器８には燃料電池パッケージ１外部に設置された貯湯槽９から排熱回収循環水１０が導入されており、排熱回収循環水１０との熱交換によりアノード排ガス７が冷却されてアノード排ガス凝縮水１１が生成される。アノード排ガス凝縮水１１は複合熱交換器１３の凝縮水タンク１４へと送られる。
【００１３】
熱交換器８での冷却によりアノード排ガス凝縮水１１を除去されたアノード排ガス７は、燃料改質系２の改質器バーナ１２の燃料入口へと導入され、ここで燃料電池パッケージ１の外部より供給された空気（図示せず）で燃焼され、水蒸気改質器における水蒸気改質反応の熱源として利用される。このとき、改質器バーナ１２では燃焼排ガス１５が生じるので、燃焼排ガス１５は複合熱交換器１３へと送られる。
【００１４】
一方、燃料電池本体５のカソード５ｂから排出されたカソード排ガス１７は、発電に伴って酸素を消費しており大気より酸素濃度が低減している。このような酸素濃度の低いカソード排ガス１７は複合熱交換器１３内の脱炭酸塔１９に導かれる。また、脱炭酸塔１９にはカソード排ガス１７と共に電池冷却水１８の電池出口水も導入され、ここで電池冷却水１８中に存在する炭酸ガスが前記カソード排ガス１７との気液接触により除去、低減される。炭酸ガスが低減された電池冷却水１８は複合熱交換器１３の凝縮水タンク１４へと送られる。
【００１５】
改質器バーナ１２からの燃焼排ガス１５および脱炭酸塔１９を経由したカソード排ガス１７は、複合熱交換器１３に送り込まれ、複合熱交換器１３内部の熱交換器１６（貯湯槽９から排熱回収循環水１０が熱交換器８を経由して導入されている）によって冷却され、燃焼排ガス凝縮水３９、カソード排ガス凝縮水４０が生成される。これら排ガス１５、１７からの凝縮水３９、４０は、前述したアノード排ガス凝縮水１１および電池冷却水１８と共に、凝縮水タンク１４に溜まる。なお、凝縮水３９、４０が除去された後の排ガス１５、１７は、複合熱交換器１３から大気へと排出される。
【００１６】
凝縮水タンク１４に集められた凝縮水１１、３９、４０及び電池冷却水１８は、電池冷却水ポンプ２１により凝縮水タンク１４を出ると、水系１８ａ、１８ｂに分流される。分流した一方の水系１８ａには、燃料電池本体５の出口温度よりも低温にするための熱交換器２２が設置され、その下流に、冷却した後の水中の陽イオンおよび陰イオンを除去するためのイオン交換樹脂２３が充填されたイオン交換樹脂塔２４が設けられている。
【００１７】
なお、水系１８ａを流れる電池冷却水はイオン交換樹脂塔２４に対して上方から送り込まれ、下降流によりイオン交換樹脂塔２４を通過するように配管されている。水系１８ａはイオン交換樹脂塔２４を出ると、再び水系１８ｂと合流し、その後、電池冷却水１８として再び燃料電池本体５に供給される。
【００１８】
また、凝縮水タンク１４に集められた凝縮水１１、３９、４０及び電池冷却水１８は、改質水ポンプ２５により改質水３として燃料改質系２へと供給される。改質水３については、改質水系内に含まれる改質触媒の被毒成分となる物質を除去するための活性炭塔２６およびイオン交換樹脂塔２７が設置されている。以上のような水処理系を備えた発電システムによれば、システム系外からの補給水の低減もしくは省略が可能であり、システム効率の向上に寄与することができる。
【００１９】
前述したように、電池冷却水系は、電池冷却水１８を電池冷却水ポンプ２１により燃料電池本体５へ供給し、燃料電池本体５を出た電池冷却水１８は凝縮水タンク１４にいったん溜めた後、熱交換器２２によって冷却し、燃料電池本体５に戻す循環系となっている。このような循環系において、電池冷却水１８の導電率が増加すると、燃料電池本体５内でショートして発電量の低下、更には発電停止を起こすおそれがあり、問題となっている。
【００２０】
導電率の増加原因としては、図２に示したような燃料改質系２を有する発電システムの場合、次のような複数の要因が挙げられる。すなわち、燃料電池本体５の燃料極であるアノード５ａにおいて、炭酸ガスを数１０％と多く含むガスが電池冷却水１８と接触するので、このとき、電池冷却水１８へ炭酸ガスが溶け込むことになる。
【００２１】
また、燃料電池５アノード５ａからのアノード排ガス７や改質器バーナ１２の燃焼排ガス１５には炭酸ガスが含まれるので、これを冷却して得られる凝縮水１１、３９にも当然、炭酸ガスが含まれることになる。さらには、燃料改質系２の改質器で生成されたアンモニアや、全システム系内で使われている配管、容器類からの金属イオンなどが水中に溶出する。これらの炭酸ガス、アンモニア、金属イオンが全て水中の導電率を増加させる要因となっている。
【００２２】
そのため、電池冷却水の導電率を低減させる技術としては、例えば特許文献１に開示される燃料電池発電システムでは、イオン交換樹脂が充填されたイオン交換樹脂塔が設けられる。つまり、特許文献１記載の技術では、電池アノードの排ガスおよび改質器の燃焼排ガスの凝縮水を、ポンプを使ってイオン交換樹脂塔に送り込み、イオン交換樹脂によりイオンを除去して導電率低減処理を実施している。
【００２３】
しかしながら、電池冷却水１８にとけ込む炭酸ガスがあまりに多量となると、イオン交換樹脂による導電率低減処理が間に合わなくなることがある。そこで、図２にて説明した燃料電池発電システムでは、凝縮水１１、３９、４０および電池冷却水１８を一括して複合熱交換器１３の凝縮水タンク１４に溜めた後、電池冷却水１８を２方向に分流し、分流した一方の水系１８ａにのみ、熱交換器２２およびイオン交換樹脂塔２４を設けることで、この問題を回避している（例えば特願２００６−８０３６号の技術）。
【００２４】
つまり、特願２００６−８０３６号の技術では、電池冷却水系にはイオン交換樹脂塔２４を設置し、改質水系には活性炭塔２６およびイオン交換樹脂塔２７を設置することで、両水系の水質浄化を別々に行っている。このため、電池冷却水１８の導電率を低いレベルに維持することができ、電池性能の低下を防止できる。
【００２５】
しかも電池冷却水１８を分流１８ａ、１８ｂとすることで、イオン交換樹脂２３の負荷抑制が実現している。さらに、改質水系内には活性炭塔２６およびイオン交換樹脂塔２７を設置したことで、改質水系内に含まれる改質触媒の被毒成分となる物質を除去することができる。
【特許文献１】特開２００６−４０５５３号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【００２６】
しかしながら、上述した特願２００６−８０３６号の燃料電池発電システムに採用された水処理システムには、以下の課題があり、燃料電池冷却水および改質水の水質向上に関して、経済的な負担を大きくしていた。第１の課題として、電池冷却水系にイオン交換樹脂塔２４が設置され、改質水系に活性炭塔２６およびイオン交換樹脂塔２７が設置されているので、各水系にそれぞれ独立した水質浄化手段が設けられることになり、結果としてコスト高を招いていた。
【００２７】
第２の課題として、電池冷却水１８を２方向に分流しているので、電池冷却水１８は一定割合のみしかイオン交換樹脂塔２４を通らない。したがって、凝縮水タンク１４に溜まる凝縮水１１、３９、４０および電池冷却水１８の中に、予期せぬほど多くの不純物が含まれていれば、電池冷却水１８の水質浄化には長い時間が掛かることになった。
【００２８】
このように、従来技術ではイオン交換樹脂２３の負荷が大きく、長時間の連続使用が困難となる。このため、イオン交換樹脂２３の詰め替えを頻繁に実施する必要があり、経済的な負担を重くしていた。この課題を解決するために、特許文献１記載のシステムのように、凝縮水のみをイオン交換樹脂で浄化する方法も考えられるが、この場合は、凝縮水をイオン交換樹脂塔へ凝縮水を送り込むためのポンプを、電池冷却水系のものとは別に設けなくてはならず、システムが複雑化してコストアップの要因となった。
【００２９】
第３の課題として、水質浄化に使用されるイオン交換樹脂は、水中の溶存酸素などの酸化剤により分解して、有機硫黄化合物を溶出することがある。有機硫黄化合物は改質触媒の被毒成分なので、改質触媒自体を劣化させる要因となってしまう。すなわち、導電率を低減させる物質を除去するためのイオン交換樹脂が、燃料改質系の性能を低下させる要因となっていた。このため、イオン交換樹脂を使用する際には有機硫黄化合物の流出を防ぐことが強く要請されていた。
【００３０】
本発明は、上述した課題を解決するためになされたものであり、システムに組み込まれる水処理系の構成を簡略化し、イオン交換樹脂の負荷を低減してその寿命を延ばすと共に、改質水への硫黄化合物の流出を防止して改質系触媒の性能維持を図った、経済性・信頼性に優れた燃料電池発電システムを提供することを目的とするものである。
【課題を解決するための手段】
【００３１】
上記の目的を達成するため、本発明は、炭化水素系燃料を原燃料とし水蒸気改質反応により水素リッチガスを製造する燃料改質系と、該燃料改質系で製造された水素リッチガスを燃料としてアノードに取り入れ空気中の酸素を酸化剤としてカソードに取り入れて発電する燃料電池本体と、前記燃料電池本体の動作温度を維持するための電池冷却水を流す電池冷却水系とが設けられた燃料電池発電システムにおいて、前記燃料改質系または前記燃料電池本体から排出される排ガスを冷却して凝縮水を生成する凝縮水生成手段と、前記燃料電池本体を出た前記電池冷却水を溜める電池冷却水タンクと、前記凝縮水生成手段にて生成された凝縮水を溜める凝縮水タンクと、前記凝縮水タンクに溜めた凝縮水を冷却するための熱交換器と、前記熱交換器の下流に、前記熱交換器にて冷却した後の前記凝縮水中の陽イオンを除去するための陽イオン交換樹脂および陰イオンを除去するための陰イオン交換樹脂が充填されたイオン交換樹脂塔とを備え、前記イオン交換樹脂塔を出た水と、前記冷却水タンクを出た水とを合流させ、この合流水を前記電池冷却水として前記燃料電池本体へ導入するように配管したことを特徴とする。
【００３２】
また、本発明における前記イオン交換樹脂塔は、前記陽イオン交換樹脂を前記イオン交換樹脂塔の上流側に、前記陰イオン交換樹脂を前記イオン交換樹脂塔の下流側に配置し、上昇流で通水するように構成したことを特徴としている。
【００３３】
上記の構成を有する本発明では、燃料電池に有害となる不純物の多い凝縮水のみを、イオン交換樹脂塔で浄化してから、比較的水質の良好な冷却水タンクからの水と合流させ、これを電池冷却水として燃料電池本体に送り込むことができる。したがって、少ないイオン交換樹脂への通水量は少なくて済み、しかも不純物の少ない良質な電池冷却水を導入することが可能となる。また、熱交換器によってイオン交換樹脂へ通す水の温度を、イオン交換樹脂の分解が起こり難い温度まで低減させているため、長時間、高い水質を維持することができる。
【００３４】
さらに、本発明の前記イオン交換樹脂塔では陽イオン交換樹脂を上流側に、陰イオン交換樹脂を下流側に配置して上昇流で通水したので、陽イオン交換樹脂の劣化分解によって生じる硫黄化合物を下流の陰イオン交換樹脂で捕捉でき、硫黄化合物が改質水に混入することがない。
【発明の効果】
【００３５】
本発明の燃料電池発電システムによれば、熱交換器の下流にイオン交換樹脂塔を備え、このイオン交換樹脂塔を出た水と冷却水タンクを出た水とを合流させ、この合流水を電池冷却水として燃料電池本体へ導入するといった構成により、長期間にわたって電池冷却水の導電率を低く維持することができ、かつ硫黄化合物が改質水へ流出することを防いで改質系触媒の性能維持を図り、経済性・信頼性の向上に寄与することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００３６】
（代表的な実施形態）
［構成］
以下、本発明に係る燃料電池発電システムの代表的な実施形態について、図１を参照して説明する。図１は本実施形態の構成図を示している。なお、図２に示した従来技術と同一の部材に関しては同一符号を付す。
【００３７】
図１に示す燃料電池パッケージ１には主要な構成要素として、燃料改質系２、燃料電池本体５、熱交換器８、１６、脱炭酸塔１９等が設置されている。このような燃料電池パッケージ１の基本的な構成は図２の従来技術と同様である。そのため、重複部分に関しては同一符号を付して説明を省き、相違点だけを述べる。
【００３８】
本実施形態の構成の特徴は、次の点にある。すなわち、熱交換器１６および脱炭酸塔１９の下流側には２槽型の水タンク容器４３が設けられている。この水タンク容器４３は、凝縮水タンク１４と電池冷却水タンク３０とが仕切り板により仕切られて一体的に形成されたタンクである。また、凝縮水タンク１４の下部には排水管３４が取り付けられている。
【００３９】
凝縮水タンク１４および電池冷却水タンク３０の水位は、電池冷却水タンク３０から溢れる余剰水が凝縮水タンク１４へ導かれ、凝縮水タンク１４から溢れる余剰水が排水管３４によってシステム系外へ排出されるように設定されている。なお、タンク１４、３０の各貯水槽には、燃料電池発電システムの発電運転前の段階で、予め不純物が除去されて導電率が低減された純水が一定量供給されている。
【００４０】
また、凝縮水タンク１４の下流側には熱交換器２２が設けられ、この熱交換器２２の下流にはイオン交換樹脂塔２４が配置されている。イオン交換樹脂塔２４は、上流側（図１中の下側）に１０％以上の架橋度の陽イオン交換樹脂２３ａが充填され、その下流側（図１中の上側）に陰イオン交換樹脂２３ｂが充填されており、上昇流で通水するように構成されている。
【００４１】
さらに、本実施形態では凝縮水タンク１４を出た凝縮水を１８ｃ、電池冷却水タンク３０から出た水を１８ｄとする。このうち、凝縮水１８ｃは熱交換器２２を経由して冷却され、さらにイオン交換樹脂塔２４を経由してイオンを除去された後、冷却水タンク３０を出た水１８ｄと合流するように配管されている。
【００４２】
この合流水１８ｅが電池冷却水１８として燃料電池本体５へ導入される。燃料電池本体５から出た電池冷却水１８は、脱炭酸塔１９を経由することで、水分中の炭酸ガスを、カソード排ガス１７との気液接触により除去した上で、電池冷却水タンク３０へと戻るようになっている。なお、イオン交換樹脂塔２４を出た凝縮水１８ｃと冷却水タンク３０を出た水１８ｄとの合流水１８ｅが、合流された位置から冷却水タンク３０までの間には電池冷却水ポンプ２１が１つだけ配置されている。
【００４３】
脱炭酸塔１９は図２に示した従来例の構成とは異なり、複合熱交換器１３の内部ではなく、複合熱交換器１３とは独立して設置されているが、カソード排ガス１７と共に電池冷却水１８の電池出口水が導入される点には変わりはない。脱炭酸塔１９には、ポリプロピレンなどの耐熱性樹脂または炭素鋼ステンレス材などの金属でできたテラレットと呼ばれる多孔質構造体、または複数段の平板が水と気体の接触面積を広くするために充填または設置されている。
【００４４】
ところで、イオン交換樹脂塔２４内において、イオン交換樹脂層２３ｂの下流の空間には、電池冷却水系の他の配管部分より流速が遅くなるように、イオン交換樹脂を充填していない空間からなる低流速水域３３が形成されている。この低流速水域３３からポンプ２５によって炭化水素系燃料の水蒸気改質用の改質水３が燃料改質系２へと供給される。但し、改質水３の供給は、電池冷却水１８が循環しているときのみに限定されている。
【００４５】
［ガスと水の流れ］
以上のような燃料電池パッケージ１における各種のガスおよび水の流れは、次の通りである。すなわち、パイプラインあるいはガスボンベなど貯蔵設備より炭化水素系燃料Ｆが燃料電池パッケージ１に供給される。
【００４６】
図２の従来例でも述べたように、燃料電池パッケージ１に供給された燃料Ｆは、燃料改質系２で脱硫された後、気化された改質水３と混合され、水蒸気改質反応、一酸化炭素（ＣＯ）変成反応およびＣＯ選択酸化反応などによりＣＯ濃度が電池での制限値以下に低減されたメタン、ＣＯ、二酸化炭素（ＣＯ２）などを含む水素リッチな改質ガス４に変換される。この改質ガス４は燃料電池本体５のアノード５ａに導入され、その水素が、空気ブロワー６で燃料電池本体５カソード５ｂに供給された大気中の酸素と共に発電で消費される。なお、燃料改質系２ではＣＯ選択酸化器へ導入する前のプロセスガスを冷却して改質ガス凝縮水３２が得られるようになっており、この改質ガス凝縮水３２は凝縮水タンク１４に送られる。
【００４７】
燃料電池本体５アノード５ａで消費されなかったアノード排ガス７は、熱交換器８において、貯湯槽９から導入された排熱回収循環水１０ａとの熱交換により冷却され、アノード排ガス凝縮水１１が除去された後、改質器バーナ１２の燃料入口へ導入されて、燃料電池パッケージ１の外部より供給された空気（図示せず）で燃焼され、水蒸気改質反応の熱源として利用される。なお、熱交換器８で生成されたアノード排ガス凝縮水１１は、水タンク容器１３の一部である凝縮水タンク１４に送られる。また、改質器バーナ１２の燃焼排ガス１５は、熱交換器１６へ送られる。
【００４８】
一方、燃料電池本体５カソード５ｂの酸素が消費されて大気より酸素濃度が低減されたカソード排ガス１７は、脱炭酸塔１９下部へ導かれ、脱炭酸塔１９上部から導入された電池冷却水１８と対向流で流されて、電池冷却水１８中の溶存炭酸ガスが低減される。その後、カソード排ガス１７は、燃焼排ガス１５と共に熱交換器１６へ送られる。
【００４９】
熱交換器１６へ送られた燃焼排ガス１５およびカソード排ガス１７は共に、熱交換器２２から導入された排熱回収循環水１０ｂとの熱交換により冷却され、各ガス１５、１７から燃焼排ガス凝縮水３９、カソード排ガス４０が除去される。これら凝縮水３９、４０は、熱交換器１６で冷却されて結露し、凝縮水タンク１４へと流れ込む。また、凝縮水３９、４０が除去された後の排ガス１５、１７は、複合熱交換器１３から大気へと排出される。
【００５０】
以上のように、凝縮水タンク１４へは、改質ガス４を冷却して得た改質ガス凝縮水３２と、電池アノード排ガス７を冷却して得たアノード排ガス凝縮水１１と、燃焼排ガス１５および電池カソード排ガス１７を熱交換器１６で冷却して得た凝縮水３９、４０が貯水される。
【００５１】
凝縮水タンク１４に溜められた凝縮水１１、３２、３９、４０は、凝縮水１８ｃとして熱交換器２２へと送られ、熱交換器８から導入された排熱回収循環水１０ａとの熱交換により温度が低減された後、イオン交換樹脂塔２４へ供給される。なお、凝縮水タンク１４の余剰水は排水管３４から燃料電池パッケージ１系外へ排出される。
【００５２】
また、凝縮水タンク１４の凝縮水１８ｃが不足している場合には、これを補うように燃料改質系２から改質ガス凝縮水３２が導入される。ただし、改質ガス凝縮水３２は、凝縮水タンク１４内に溜められた凝縮水１８ｃが不足していなければ、凝縮水タンク１４内に導入されることはなく、凝縮水タンク１４の手前でシステム系外へと排出されるようにしてもよい。
【００５３】
熱交換器２２を経由してイオン交換樹脂塔２４へ供給された凝縮水タンク１４からの凝縮水１８ｃは、陽イオン交換樹脂２３ａおよび陰イオン交換樹脂２３ｂを上昇流にて順次通過することで、陽イオンおよび陰イオンが除去されて水質が高められる。イオン交換樹脂塔２４を出た凝縮水１８ｃは、冷却水タンク３０を出た水１８ｄと合流され、合流水１８ｅが電池冷却水１８となって燃料電池本体５へ導入される。この電池冷却水１８の流通により燃料電池本体５は最適な動作温度に維持される。なお、イオン交換樹脂塔２４内の低流速水域３３からはポンプ２５によって炭化水素系燃料の水蒸気改質用の改質水３が燃料改質系２へと供給される。
【００５４】
燃料電池本体５を出た電池冷却水１８は、熱交換器３６において熱交換器１６から導入された排熱回収循環水１０ｂとの熱交換により冷却され、続いて脱炭酸塔１９にてカソード排ガス１７との気液接触により溶存している炭酸ガスが低減される。その後、脱炭酸塔１９を出た電池冷却水１８は、水タンク容器１３の一部である冷却水タンク３０に貯水される。なお、電池冷却水タンク３０の余剰水は、凝縮水タンク１４側に溢れ出す。
【００５５】
［作用効果］
以上のような本実施形態の作用効果は次の通りである。すなわち、凝縮水タンク１４に溜められた凝縮水１８ｃは、燃料電池本体５に有害となる不純物を多量に含んでいるので、これをイオン交換樹脂塔２４にて浄化し、その後、比較的水質の良好な冷却水タンク３０からの水１８ｄと合流させて、これを燃料電池本体５に供給するようになっている。
【００５６】
そのため、冷却水タンク３０から出た水１８ｄは、イオン交換樹脂塔２４を通過することがなく、イオン交換樹脂塔２４への通水を低減してイオン交換樹脂２３ａ、２３ｂへの負担を軽減することができる。しかも、燃料電池本体５に導入する電池冷却水１８（合流水１８ｅ）に関しては、不純物の少ない良好な水質を確保することができる。したがって、長期間にわたって電池冷却水１８の導電率を低く維持することができ、信頼性が向上する。
【００５７】
また、本実施形態では、熱交換器２２によってイオン交換樹脂塔２４へ通す凝縮水１８ｃの温度を低減させるので、イオン交換樹脂２３ａ、２３ｂの分解は起こり難い。このため、イオン交換樹脂塔２４は長期にわたって高い性能を維持することができる。さらに、電池冷却水１８は、合流水１８ｅとなる合流地点から冷却水タンク３０までの系の間で、１つの電池冷却水ポンプ２１によって流されるようになっているので、複数のポンプは不要となり、システムの簡略化を図ることかできる。
【００５８】
しかも、本実施形態では、イオン交換樹脂塔２４内のイオン交換樹脂２３ｂを出た水を、改質水３として燃料改質系２に供給するので、１つのイオン交換樹脂塔２４で、電池冷却水系と改質水系の両方の水質を向上させることが可能となり、システムの簡素化だけではなく、イオン交換樹脂２３ａ、２３ｂの交換などの保守管理が容易となり、経済的に有利である。
【００５９】
また、イオン交換樹脂塔２４を出る改質水３は、イオン交換樹脂塔２４内に形成された低流速水域３３から導かれるので、燃料改質系２に対し緩やかに導かれることになり、電池冷却水ポンプ２１などに起因する脈動が改質水３供給に与える影響を抑えることができる。このため、安定した燃料電池発電システムの運転を実現できるといったメリットがある。
【００６０】
さらに、本実施形態では脱炭酸塔１９にて、燃料電池本体５の出口冷却水中の炭酸ガスを、カソード排ガス１７との気液接触により除去するため、空気よりも酸素濃度が低いカソード排ガス１７ガスによる水中の脱炭酸を行うことができる。したがって、溶存酸素の少ない電池冷却水１８を燃料電池本体５へ導入することが可能となる。しかも電池冷却水タンク３０側から凝縮水タンク１４側へ溢れ出した電池冷却水１８中の炭酸イオンおよび溶存酸素を抑えることができる。これにより、イオン交換樹脂塔２４内に充填されたイオン交換樹脂２３ａ、２３ｂの負荷を低減すると同時に、酸化によるイオン交換樹脂２３ａ、２３ｂの分解を抑制できる。
【００６１】
また、本実施形態の燃料電池発電システムにおいては、冷却水タンク３０の余剰水が凝縮水タンク１４へ導かれるように水位を設定してあるので、イオン交換樹脂塔２４へ通す凝縮水１８ｃの水量調整が容易である。これにより、燃料電池本体５へ供給する電池冷却水の水量を確実に確保することが可能となり、燃料電池発電システムの運転安定化をいっそう進めることができる。
【００６２】
なお、本実施形態では、イオン交換樹脂塔２４に架橋度が１０％以上である陽イオン交換樹脂２３ａを充填しているため、一般的な８％架橋度の陽イオン交換樹脂に比べて酸化や熱分解による劣化が遅く、この点からも長時間安定した燃料電池発電システムの運転が実現可能である。
【００６３】
さらに、イオン交換樹脂塔２４では、陽イオン交換樹脂２３ａを上流に、陰イオン交換樹脂２３ｂを下流に配置して上昇流で通水される水質浄化装置を構成したので、陽イオン交換樹脂２３ａの劣化分解によって生じる硫黄化合物を、下流の陰イオン交換樹脂で捕捉することができる。このため、改質触媒の被毒成分となる硫黄化合物が、改質水３に混入することがなく、改質触媒を硫黄被毒から確実に保護することができる。しかも、イオン交換樹脂塔２４内では上昇流を利用しているので、比重の重い陽イオン交換樹脂２３ａが下流の陰イオン交換樹脂２３ｂと混合することもなく、高い信頼性を維持することができる。
【００６４】
さらに、本実施形態において、燃料改質系２に対する改質水３の供給は、電池冷却水１８が循環しているときのみなので、イオン交換樹脂塔２４の下流において電池冷却水系に分岐される形で設置された改質水３の供給位置、つまり低流速水域３３には、かならず水が存在しており、改質水３の供給を確実に行うことができる。
【００６５】
（他の実施形態）
なお、本発明は、以上の実施形態に限定されるものではなく、各部材の構成や配置等は適宜変更可能であって、例えば、前記実施形態では、低流速水域３３をイオン交換樹脂層２３ｂの下流に形成したが、イオン交換樹脂塔２４の内部ではなく、塔２４の外部に独立して設けたタンクを低流速水域としても良い。また上記実施形態では、凝縮水タンク１４と冷却水タンク３０を一体化して水タンク容器１３で構成したが、別々のタンクを配して配管で両者を接続してもよいし、あるいは脱炭酸塔１９や凝縮器１６を水タンク容器１３との一体化構造としてもよい。
【００６６】
なお、本実施形態において利用される熱は、貯湯槽９から燃料電池パッケージ１内へ導入した排熱回収循環水１０ａ、１０ｂの熱交換器８、１６、２２からのそれぞれの熱回収によって得られる。また、上記の実施形態では、適用事例の多い貯湯槽９への水を使った熱供給システムを取り上げたが、熱の使用先への供給形態は貯湯槽９に限られることは無く、また排熱回収循環系統を流れる媒体も水に限られることは無い。
【図面の簡単な説明】
【００６７】
【図１】本発明の代表的な実施形態の構成図。
【図２】従来の燃料電池発電システムの構成図。
【符号の説明】
【００６８】
１…燃料電池パッケージ
２…燃料改質系
３…改質水
４…改質ガス
５…燃料電池本体
５ａ…アノード
５ｂ…カソード
６…空気ブロワー
７…アノード排ガス
８、１６、２２、３６…熱交換器
９…貯湯槽
１０、１０ａ…排熱回収循環水
１１…アノード排ガス凝縮水
１２…改質器バーナ
１３…複合熱交換器
１４…凝縮水タンク
１５…燃焼排ガス
１７…アノード排ガス
１８…電池冷却水
１８ｃ…凝縮水
１８ｄ…電池冷却水タンクを出た冷却水
１８ｅ…合流水
１９…脱炭酸塔
２１…電池冷却水ポンプ
２３…イオン交換樹脂
２３ａ…陽イオン交換樹脂
２３ｂ…陰イオン交換樹脂
２４、２７…イオン交換樹脂塔
２５…改質水ポンプ
２６…活性炭塔
３０…電池冷却水タンク
３２…改質ガス凝縮水
３３…低流速水域
３４…排水管
３８…空気フィルタ
３９…燃焼排ガス凝縮水
４０…カソード排ガス凝縮水
４３…水タンク容器
【図１】
2008269807.tif 000003
【図２】
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