(57)【要約】      （修正有）【課題】ラジエータ、プロセスバーナの無い燃料電池システムにおいて、電力需要と熱需要がアンバランスであっても燃料電池の連続運転を可能にするシステム及びその運転方法を提供する。【解決手段】本システム１では、貯湯タンク１１が所定温度（温水温８０℃）に到達したとき、排熱回収循環系統を変化させて段階的に蓄熱量を制御する。第一段階：切替弁Ｖ１閉、切替弁Ｖ２開として熱交換器１０をバイパスする経路をとる。これにより排熱回収量は熱交換器１０の熱交換量分だけ減少するので、貯湯タンク１１内の温水温度上昇速度を抑えることができ、熱交換器１０で回収されなかった排熱量は、未回収エンタルピー分だけ温度上昇した排ガスとして排ガスラインＥ１を経て大気放熱される。第二段階：貯湯タンク１１の温水温度がさらに上昇する場合は、熱交換器１５についても上記バイパス手法によって、排熱回収量をさらに減少させる。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電時に生じる排熱を冷媒に回収するための一又は複数の熱交換器と、各熱交換器で回収した排熱を蓄熱するための蓄熱槽と、蓄熱槽と各熱交換器間を循環する冷媒循環回路と、を備えた燃料電池発電システムであって、
少なくとも一以上の前記熱交換器はバイパス流路を備えた熱交換器であり、かつ、冷媒循環回路は蓄熱槽の蓄熱余力に対応して冷媒の流れを熱交換器側からバイパス流路側に切替え可能に構成した流路制御手段を備え、て成ることを特徴とする燃料電池発電システム。
【請求項２】
前記冷媒が冷却水であり、前記蓄熱槽が貯湯タンクである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】
前記燃料電池が固体高分子形燃料電池である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】
前記バイパス流路を備えた熱交換器が、燃料処理装置の排熱回収熱交換器とカソード排熱回収熱交換器のいずれか一方又は両方の熱交換器であることを特徴とする請求項３に記載の燃料電池発電システム。
【請求項５】
請求項４において、さらに、前記カソード極に導入される空気を前記カソード極の排気により加湿する加湿器を備えて成ることを特徴とする燃料電池発電システム。
【請求項６】
請求項１乃至５に記載の燃料電池発電システムにおいて、前記蓄熱槽の蓄熱余力が所定の値以下になったときに、前記バイパス流路を備えた熱交換器における冷媒の流れを発電量に応じて、適宜、前記バイパス流路側に切り替えて連続運転を維持することを特徴とする燃料電池発電システムの運転方法。
【請求項７】
請求項６において、さらに、一又は複数の前記熱交換器において生成するドレン水量が所定の値以下になったときに、冷媒循環回路を切り替えることにより、システムの水自立運転を可能とすることを特徴とする燃料電池発電システムの運転方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
燃料電池発電システムに係り、特に連続運転維持に適した熱電併給可能な燃料電池発電システム及びその運転方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
近年、熱電併給可能な燃料電池を用いた発電システムが高効率システムとして注目されている。このシステムでは、電力需要の方が熱需要より大きい場合、余剰の熱エネルギーを温水等として蓄熱することにより効率向上を図っている。しかし、蓄熱槽である貯湯タンクの容量には限度があるため、連続運転を継続するためには、タンク容量を超える熱エネルギーを大気に捨てなければならない。この目的のため、放熱用としてラジエータを搭載することが一般に行われている。しかし、ラジエータを搭載することはコストアップ要因となるとともに、システムの容積が大きくなるという問題がある。さらに、ラジエータを稼動させるためのファン等の補機動力が必要となるため、燃料電池の送電端発電効率が低下するという問題もある。
【０００３】
これらの問題を解消するため、プロセスバーナ（システム起動時に生成する改質ガスを燃焼処理するための装置）に連結された熱交換器を、定常運転時には冷却器として用いる技術が提案されている（特開２００２−２１６８１９）。
【０００４】
しかし、プロセスバーナを搭載した燃料電池システムは必ずしも一般的ではなく、この方式を採用していない燃料電池システムには適用できないという問題がある。
【特許文献１】
特開２００２−２１６８１９
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
本発明は、ラジエータを必要とすることなく、またプロセスバーナを採用していない燃料電池システムにおいても、電力需要と熱需要のバランスに係わらず連続運転可能な燃料電池発電システム及びその運転方法を提供するものである。
【０００６】
【課題を解決するための手段】
上記課題を解決するため、本発明は以下の内容を要旨とする。すなわち、
（１）発電時に生じる排熱を冷媒に回収するための一又は複数の熱交換器と、各熱交換器で回収した排熱を蓄熱するための蓄熱槽と、蓄熱槽と各熱交換器間を循環する冷媒循環回路と、を備えた燃料電池発電システムであって、少なくとも一以上の前記熱交換器はバイパス流路を備えた熱交換器であり、かつ、冷媒循環回路は蓄熱槽の蓄熱余力に対応して冷媒の流れを熱交換器側からバイパス流路側に切替え可能に構成した流路制御手段を備え、て成ることを特徴とする燃料電池発電システム。
【０００７】
本発明によれば、バイパス流路側に適宜切替えることにより、冷媒循環回路により回収する排熱量を制御できるため、電力と熱の需要バランスが不均衡であってもシステムの連続運転が可能となるのである。
【０００８】
本発明に用いることのできる燃料電池としては特に制限がなく、使用冷媒の種類、熱交換器の設置位置等を適宜選定することにより、溶融炭酸塩型、リン酸型、固体高分子形、固体電解質型等、あらゆるタイプの燃料電池に適用できる。
【０００９】
本発明における「冷媒」とは、発電に伴い発生する排熱を熱交換器を介して回収して蓄熱層に戻すための冷却用媒体である。
（２）上記（１）の発明において、冷媒が冷却水であり、蓄熱槽が貯湯タンクであることを特徴とする燃料電池発電システム。
冷媒材料として水を採用することにより、取扱い容易で、かつ、給湯や床暖房等に好適に用いることができる。
【００１０】
（３）上記（１）又は（２）において、燃料電池が固体高分子形燃料電池であることを特徴とする燃料電池発電システム。
【００１１】
固体高分子形燃料電池は作動温度が低く、常温大気中での保管が容易なため、連続運転を前提とすることなく、ＤＳＳ等の頻繁な起動停止のある運転が可能となる。このため、放熱設備が必須ではない。このような固体高分子形燃料電池においては、熱電比を変換することにより起動停止回数を削減してエネルギーロスを少なくすることが可能な本発明が極めて有効である。
【００１２】
（４）バイパス流路を備えた熱交換器が、燃料処理装置の排熱回収熱交換器とカソード排熱回収熱交換器の内、いずれか一方又は両方の熱交換器であることを特徴とする上記（３）に記載の燃料電池発電システム。
【００１３】
（５）上記（４）において、さらに、カソードに導入される空気をカソード排ガスにより加湿する加湿器を備えて成ることを特徴とする燃料電池発電システム。
【００１４】
（６）上記（１）乃至（５）に記載の燃料電池発電システムにおいて、蓄熱槽の蓄熱余力が所定の値以下になったときに、バイパス流路を備えた熱交換器における冷媒の流れを発電量に応じて、適宜、バイパス流路側に切り替えて連続運転を維持することを特徴とする燃料電池発電システムの運転方法。
【００１５】
（７）上記（６）において、さらに、一又は複数の熱交換器において生成するドレン水量が所定の値以下になったときに、冷媒循環回路を切り替えることにより、システムの水自立運転を可能とすることを特徴とする燃料電池発電システムの運転方法。
【００１６】
上記（６）の運転方法において、発電量に応じて冷媒の流れを、適宜、バイパス流路側に切り替えていくと、これに伴いドレン回収量は減少していく。ドレン回収量が燃料処理装置における改質ガス反応に必要な水量以下になると、水自立運転が不可能となり、別途、市水等を補給しなければならないという問題がある。本発明によれば、このような問題がなく、ランニングコストの低減が可能となる。
【００１７】
【発明の実施の形態】
以下、本発明に係る燃料電池発電システムの実施形態を図１乃至  を参照して詳細に説明する。なお、以下の実施形態は例示であって、本発明の技術的範囲は各実施形態に限定されるものでないことはいうまでもない。また、各実施形態において、同一の構成については同一の符号を用いることにする。
【００１８】
図１は、本発明の一実施形態である固体高分子形燃料電池を用いた外部加湿方式による発電システム１の全体構成を示している。同図において発電システム１は、（ａ）脱硫器３、燃料処理装置２等により構成されるアノードガス供給系統、（ｂ）加湿器等により構成されるカソードガス供給系統、（ｃ）アノード電極５ａ、カソード電極５ｂ、電解質膜５ｃ等により構成される燃料電池本体（スタック）５、（ｄ）貯湯タンク１１、排熱回収用の各熱交換器（後述）、貯湯タンク１１と各熱交換器間を循環する冷媒循環ラインＬ１乃至Ｌ６等により構成される排熱回収系統、（ｅ）各熱交換器において生成する凝縮水を回収して燃料処理装置２に供給する凝縮水回収系統、を主要構成要素としている。以下、各系統別にその構成と機能について説明する。
【００１９】
＜アノードガス供給系統＞
アノードガス供給系統は、メタン等を主成分とする都市ガスを燃料処理装置２内で水素リッチなガスに改質して、燃料電池本体５のアノード電極５ａに供給する系統である。ここに燃料処理装置２の内部は、炭化水素と水蒸気から水素、二酸化炭素、一酸化炭素を含む改質ガスを生成する改質器（図示せず）、改質ガス中の一酸化炭素を二酸化炭素に転化するＣＯ変成器（図示せず）、未変成の一酸化炭素を除去するＣＯ除去器（図示せず）により構成要素されている。
改質器内の改質反応は吸熱反応であるため、反応継続させるための改質器内部には燃焼用バーナ１３が備えられている。バーナ１３の燃料としては、分岐ラインＧ３から供給される都市ガス及び後述のアノードガス中の未燃水素等が用いられる。
【００２０】
アノードガスの生成及びアノード電極５ａへの導入は以下のように行われる。メタン等を主成分とする天然ガスが都市ガスラインＧ１を介して脱硫器３に導かれ、ここでガス中のイオウ成分が除去される。さらに、ブロアＢ１により昇圧されて燃料処理装置２に導入される。天然ガスは、燃料処理装置２の改質器において後述の凝縮水系統から供給される水蒸気添加され、改質ガス反応により水素、二酸化炭素、一酸化炭素を含むガスに改質される。生成した改質ガスは、さらにＣＯ変成器、ＣＯ除去器を経て、ＣＯが１００ｐｐｍ以下に低減された水素成分に富んだアノードガスとなる。アノードガスは、燃料処理装置２を出た後にガスラインＧ３、三方弁Ｖ３、ガスラインＧ４を経由して燃料電池本体５のアノード電極５ａに導入される。
【００２１】
なお、立ち上がり時等の非定常時においては、三方弁Ｖ３はガスラインＧ６側に切り替えられ、また弁Ｖ４閉となるので、燃料処理装置２から供給される改質ガスは熱交換器９、ガスラインＧ７を経由してバーナ１３に供給され、燃焼用ガスとして用いられる。
【００２２】
＜カソードガス供給系統＞
カソード側では、ブロアＢ４により取り込まれた空気は空気供給ラインＡ２、加湿器７を経由してカソード電極５ｂに導入される。その際、導入される空気は、加湿器７内部に配置されるフィルター（図示せず）を介してカソード排ガスと接触して加湿される。
【００２３】
＜燃料電池本体＞
燃料電池本体５のアノード電極５ａ側では、アノードガス供給系統より供給される水素を水素イオンと電子に分解するアノード反応が行われる。一方、カソード電極５ｂ側では、電解質膜５ｃを経由して供給される水素イオンと、カソードガス供給系統より供給される酸素と、外部回路（図示せず）を経由する電子が反応して水を生成する電気化学反応が行われる。この際に取り出される電力は昇圧され、さらに配電系統連系インバータ（図示せず）を介して商用電源に接続される。
【００２４】
＜排熱回収系統＞
排熱回収系統は、蓄熱槽である貯湯タンク１１、アノード排ガス熱交換器９、燃焼排ガス熱交換器１０、カソード排ガス熱交換器１５、スタック熱交換器８、及びこれらを結ぶ循環ラインＬ１乃至Ｌ５により構成されている。循環系統配管内には冷媒である水が循環している。
【００２５】
熱交換器１０では、燃料処理装置２から排出される約１００℃の燃焼排ガスが冷媒に熱を与えて約２５℃程度まで下げられ、大気に捨てられる。熱交換器１５では、カソード電極５ｂ、加湿器７を経た約７０℃のカソード排ガスが冷媒に熱を与えて約２５℃程度まで下げられ、大気に捨てられる。熱交換器９では、アノード電極５ａを出た約７０℃のアノード排ガスが冷媒に熱を与えて約２５℃程度まで下げられ、ガスラインＧ７を経由してバーナ１３に導かれ、燃料処理装置２の燃料として用いられる。熱交換器８では、冷媒はカソード電極５ｂにおける電気化学反応に伴う排熱を回収する。
熱交換器１０の両端にはバイパスラインＬ６が設けられており、切替弁Ｖ１、Ｖ２を切り替えることにより、冷媒が熱交換器１０をバイパスできるような循環経路が構成されている。同様に、熱交換器１５の両端にはバイパスラインＬ５が設けられており、切替弁Ｖ５、Ｖ６により熱交換器１０をバイパス可能とする循環経路が構成されている。回収された排熱は、タンク内部に温水として蓄えられるように構成されている。貯湯タンク１１に蓄えられた温水は給湯ラインＷ１を介して給湯需要に供される。なお、貯湯タンク１１の水量が所定の水位又は圧力以下になったときは、市水が補給されるように構成されている。
【００２６】
＜凝縮水回収系統＞
次に本システムの凝縮水回収系統について説明する。凝縮水回収系統は、熱交換器９、熱交換器１０、熱交換器１５、ドレンタンク１２、各熱交換器で発生する凝縮水をドレンタンク１２に集結させる凝縮水回収ラインＤ１乃至Ｄ３及び、ドレンタンク１２内の凝縮水を燃料処理装置２に供給する供給ラインＤ４を構成要素とする。
各熱交換器内において、排ガスは冷媒と接触して温度が下げられるが、排ガス温度が露点以下になった場合、排ガス中の水蒸気は凝縮する。このようにして生成する凝縮水を、凝縮水回収ラインＤ１乃至Ｄ３を介してドレンタンク１２に集めることができる。集められた凝縮水は、さらに供給ラインＤ４により燃料処理装置２に導かれ、加熱されて水蒸気となり原料ガスと混合されて改質器に供給される。
【００２７】
本システム１の各系統の構成及び機能は上述の通りであり、次に本システム１において熱電併給時にどのように連続運転が維持されるかについて説明する。
【００２８】
（ａ）発電に伴う排熱量≦給湯需要の場合
このケースは、システム始動時や、給湯需要が大きく貯湯タンク１１に継続的に市水が補給される場合、あるいは貯湯タンク１１の水温が低い場合等に起こりうる。このような条件下では、排熱循環回路を介して得られる熱量より給湯消費熱量のほうが大きいため、貯湯タンク１１内温水の温度は加温されない。このため、実際には、補助給湯器等、他の熱源（図示せず）を用いて目的温度まで加温して給湯需要に応えるか、温水温度が所定の温度に達するまで一時的に給湯を停止することになる。
このような条件下では、稼動に伴い発生する排熱を全て回収するために、図２において熱交換器１０の切替弁Ｖ１開、切替弁Ｖ２閉とし、熱交換器１５の切替弁Ｖ５開、切替弁Ｖ６閉とする。従って、排熱回収循環系統は図２太線部の経路のようになる。すなわち、発電量と熱需要がバランスしているときは、冷媒が熱交換器１０、１５の双方を通過する経路で運転されることになる。
【００２９】
（ｂ）発電に伴う排熱量＞給湯需要の場合
次に、排熱回収循環系統が（ａ）の状態から給湯需要が減少した場合を想定する。このような条件下では貯湯タンク１１への排熱回収量は（ａ）と同一であるため、貯湯タンク１１内温水温度は漸次上昇していくことになる。
貯湯タンク１１内の温度成層が所定の高さ（例えば半分）に到達したときは、排熱回収循環系統を適宜切り替え、段階的に蓄熱量を制御する必要がある。なお、温度成層の高さ検知は、例えば貯湯タンク１１内の高さ方向に複数配設される温度センサ（図示せず）により行うことができる。
第一段階では、熱交換器１０をバイパスさせるために切替弁Ｖ１閉、切替弁Ｖ２開とする（図３の太線の経路）。このような循環系統にすることにより、排熱回収量が熱交換器１０の熱回収量分だけ減少するので、貯湯タンク１１内の温水温度上昇速度を抑えることができる。この場合、熱交換器１０において未回収の熱は、排ガスに保有されて排ガスラインＥ１を経て大気に捨てられる。これに伴い排ガス温度がその分上昇する。
【００３０】
電力需要と給湯需要のアンバランスがさらに著しく、熱交換器１０をバイパスさせても貯湯タンク１１内温度成層の形成が減速されない場合には、大気放熱の比率をさらに増加させる必要がある。このため第二段階として、熱交換器１５についてもバイパスする排熱回収循環経路を採用して、排熱回収量をさらに減少させる。図４は、第二段階の排熱回収循環経路（太線）を示すものであり、熱交換器１５において切替弁Ｖ５閉、切替弁Ｖ６開としている。これにより熱交換器１０，１５の排熱回収がないため、貯湯タンク１１内の温水温度の温度上昇はさらに減少する。このように、電力需要と給湯需要のバランスに対応して段階的に排熱回収循環系統を切り替えることにより、連続運転の維持が可能となる。
【００３１】
第二段階の操作を行っても貯湯タンク１１内の温水温度上昇が回避できない場合に、始めて本システム１は断続運転となる。この場合、停止中の電力需要への対応は買電によることになる。
【００３２】
なお、本実施形態ではバイパス経路を熱交換器９、熱交換器１５の順に切り替えているが、最初に熱交換器１５、次に熱交換器９の順にバイパスさせることも可能である。
【００３３】
以上、外部加湿方式について説明したが、次に、本発明の他の実施形態である内部加湿方式について図５を参照して説明する。同図において、固体高分子形燃料電池を用いた発電システム３０が第一の実施形態の発電システムと異なる点は、本実施形態ではカソードガス供給系統に外部加湿器を備えていない点である。すなわち、本実施形態では空気は加湿することなくカソード電極５ｂに導入される。このような実施形態は、電解質膜５ｃにドライ空気を導入しても問題ない場合や、スタック熱交換器８内を流れる冷却水から滲みだす水分で、カソードガスを加湿できる場合に採用可能なシステムである。
本実施形態において加湿部分を除く他の構成は、第一の実施形態と同一であるので、構成及び作動についての説明を省略する。
排熱回収方法についても基本的に第一の実施形態と同一であるが、本実施形態では排ガスラインＥ２を経由して熱交換器１５に導かれるカソード排ガスの飽和水蒸気圧が第一の実施形態より高くなるため、熱交換器１５で回収される凝縮水量が大きくなる点が異なる。
上述の各実施形態では、燃料電池は固体高分子形燃料電池を用いているが、これに限らず溶融炭酸塩型、リン酸型、固体高分子形、固体電解質型等、あらゆるタイプの燃料電池に適用できる。この場合、各タイプの排熱発生位置、排熱温度等に応じて、適宜、最適の熱交換器設置位置を選択することができる。
【００３４】
【実施例】
以下、上述の各実施形態に従い燃料電池システムを運転したときの熱収支についてさらに説明する。
＜外部加湿方式＞
まず、第一の実施形態である外部加湿方式の場合の熱収支について説明する。運転条件は表１に示す通りである。
【００３５】
【表１】
2004342443.tif 000003
【００３６】
表２乃至４は、かかる運転条件下における各部のガス温度、組成、エンタルピー、及び、各熱交換器における熱回収量、ドレン回収量を示すものである。ここに、表２において、「改質ガス」欄は図１の燃料処理装置２出口におけるガスの物性値又は成分値であり、アノード排ガスの「熱交入側」及び「熱交出側」欄はそれぞれ熱交換器９の入出側ガスの値である。また、表３において、燃焼排ガスの「熱交入側」及び「熱交出側」欄は、熱交換器１０の入出側ガスの値である。さらに、表４において、「カソードガス」欄はブロアＢ４から取り込まれるエアの、「カソード加湿ガス」欄は加湿器７で加湿されたガスの値である。また、カソード排ガスの「カソード出」欄はカソード電極５ｂの出側ガス、「熱交入側」及び「熱交出側」欄はそれぞれ熱交換器１５の入出側ガスの値である。
【００３７】
【表２】
2004342443.tif 000004
【００３８】
【表３】
2004342443.tif 000005
【００３９】
【表４】
2004342443.tif 000006
【００４０】
表５は、表２乃至４の熱回収量に基づいて、上述の運転条件下における熱回収量を計算した結果を示したものである。なお、熱回収効率は一律９０％とした。なお、同表においてスタック熱回収量は以下により求めた。
ΔＨｓ＝（Ｈｅａ＋Ｈｅｃ）−（Ｈｒ＋Ｈｃ）、かつ、ΔＨｓ＝Ｅ＋Ｗより、
Ｗ＝Ｅ−ΔＨｓ
ここに、ΔＨｓ：スタックで消費したエンタルピー、Ｈｅａ、Ｈｅｃ：それぞれアノード排ガス、カソード排ガスのエンタルピー、Ｈｒ、Ｈｃ：それぞれ改質ガス、カソードガスのエンタルピー、Ｗ：スタック発熱量、Ｅ：電力発生量である。
【００４１】
表５から冷媒が熱交換器２、３を通過したときは約１．６０ｋｗであり、これらをバイパスしたときは１．０７ｋｗに変化していることがわかる。送出端電力が１．０ｋｗであるから、電力需要と熱需要の比が１：１から１：１．６の間は連続運転可能ということになる。
【００４２】
【表５】
2004342443.tif 000007
【００４３】
＜内部加湿方式＞
次に、第二の実施形態である内部加湿方式の場合を示す。運転条件は外部加湿方式と同一であるので省略する。また、各部におけるガス温度、組成、エンタルピー、及び各熱交換器における熱回収量、ドレン回収量については、カソードガス供給系統を除いて上述の外部加湿方式と同一であるので省略し、カソードガス供給系統について表６に示す。
【００４４】
【表６】
2004342443.tif 000008
【００４５】
表７は、表６の熱回収量に基づいて外部加湿方式と同様に熱回収量を計算した結果を示したものである。同表より、冷媒が熱交換器２、３を通過したときは約１．５８ｋｗであり、これらをバイパスしたときは０．４４ｋｗに変化していることがわかる。従って、内部加湿方式の場合は電力需要と熱需要の比が１：０．４から１：１．６の間は連続運転可能ということになる。
【００４６】
【表７】
2004342443.tif 000009
【００４７】
なお、本実施例においては、外部加湿方式についてみると、水導入量は１２．３３ｃｃ（表２参照）であるのに対して、フル熱回収のときはドレン回収量は４．８９＋８．２５＋４．５５＝１７．６９ｃｃ（表２乃至表４）であり、水自立に関して問題はないが、全てバイパスしたときは回収量が４．８９ｃｃに止まるため水自立できないことになる。従って、水自立を優先する必要がある場合は、冷媒循環回路の切り替えを行うことにより対応可能となる。この場合の制御は、例えばドレンタンクの水位検知に基づいて行うことができる。
【００４８】
【発明の効果】
本発明によれば、連続運転維持のためのラジエータやプロセスバーナを搭載することが不要となるため、コストダウン及びシステム容積の小型・軽量化を量ることができる。
さらに、ラジエータを稼動させるためのファン等の補機動力が不要となるため、燃料電池の送電端の発電効率を維持できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】第一の実施形態に係る燃料電池発電システムを示す図である。
【図２】第一の実施形態に係る燃料電池発電システムにおいて、発電に伴う排熱量≦給湯需要の場合の冷媒循環回路を示す図である。
【図３】第一の実施形態に係る燃料電池発電システムにおいて、発電に伴う排熱量＞給湯需要における第一段階の冷媒循環回路を示す図である。
【図４】第一の実施形態に係る燃料電池発電システムにおいて、発電に伴う排熱量＞給湯需要における第二段階の冷媒循環回路を示す図である。
【図５】第二の実施形態に係る燃料電池発電システムを示す図である。
【符号の説明】
１……燃料電池発電システム、２……燃料処理装置、３……脱硫器、４……内胴、５……燃料電池本体、５ａ……アノード電極、５ｂカソード電極、５ｃ……電解質膜、７……加湿器、８……スタック熱交換器、９……カソード排ガス熱交換器、１０……燃焼排ガス熱交換器、１１……貯湯タンク、１２……ドレンタンク、１５……アノード排ガス熱交換器、Ｇ１〜Ｇ８……ガスライン、Ｌ１〜Ｌ５……循環ライン、Ｌ６・Ｌ７……バイパスライン、Ｄ１〜Ｄ３……凝縮水回収ライン、
【図１】
2004342443.tif 000010
【図２】
2004342443.tif 000011
【図３】
2004342443.tif 000012
【図４】
2004342443.tif 000013
【図５】
2004342443.tif 000014