(57)【要約】【課題】簡易な構成によりシステム停止中の改質器及びセルスタックの温度低下を抑制できる燃料電池システムを提供する。【解決手段】燃料電池システム１０は、燃料ガスを改質して改質ガスを生成する改質器２０と、改質ガスを用いて発電を行うセルスタック３０と、セルスタック３０から排出される余剰改質ガスの一部を改質器に戻す循環管路４０と、システム停止中に改質器２０及びセルスタック３０を保温するためのパージガスの内部循環流を循環管路４０の内部に形成する循環流形成部としての蒸発部５０及び純水貯留部６１と、を備える。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
燃料ガスを改質して改質ガスを生成する改質器（２０）と、
前記改質ガスを用いて発電を行うセルスタック（３０）と、
前記セルスタックから排出される余剰改質ガスの一部を前記改質器に戻す循環管路（４０）と、
システム停止中に前記改質器及び前記セルスタックを保温するための還元ガスの内部循環流を前記循環管路の内部に形成する循環流形成部（５０，６１，７０，８０）と、
を備える燃料電池システム（１０，１０Ａ，１０Ｂ，１１０）。
【請求項２】
前記還元ガスが、二相流からなるパージガスであり、
前記循環流形成部は、加熱部（５０、７０）と、液体貯留部（６１）とを有し、前記液体貯留部から前記加熱部に導入された液体を前記加熱部において加熱して気化させることにより前記パージガスを発生させ、前記パージガスを前記循環管路の内部に充填することにより前記内部循環流を形成する、
請求項１に記載の燃料電池システム。
【請求項３】
前記液体は純水である、請求項２に記載の燃料電池システム。
【請求項４】
前記還元ガスが、前記余剰改質ガスであり、
前記循環流形成部は、加熱部（５０，７０）と循環ポンプ（８０）とを有し、前記循環ポンプの駆動によって前記余剰改質ガスを前記循環管路に流すことにより前記内部循環流を形成し、前記加熱部により前記循環管路の内部を流れる前記余剰改質ガスを加熱することにより前記内部循環流の温度を制御する、
請求項１に記載の燃料電池システム。
【請求項５】
前記循環ポンプは、発電素子（７２）により生成される電力を利用して動作する、請求項４に記載の燃料電池システム。
【請求項６】
前記加熱部（５０）は、吸着反応による自己発熱を利用して加熱を行う、
請求項２〜５のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
【請求項７】
前記加熱部は、蓄熱剤（５３）と反応物質との反応熱を利用して加熱を行う、
請求項６に記載の燃料電池システム。
【請求項８】
前記加熱部は、
前記反応物質を前記蓄熱剤に供給して反応させることができる連通管路（５４）と、
前記連通管路に設けられ、前記連通管路の連通状態と遮断状態とを切り替えることができる連通遮断部（ＥＶ４）と、
を有し、
前記連通遮断部により前記連通管路を連通状態とすることにより加熱を行い、
前記連通遮断部により前記連通管路を遮断状態とすることにより加熱を中止する、
請求項７に記載の燃料電池システム。
【請求項９】
前記連通遮断部は、電磁弁である、
請求項８に記載の燃料電池システム。
【請求項１０】
前記蓄熱剤は酸化カルシウムであり、前記反応物質は水である、
請求項７〜９のいずれか１項に記載の電池システム。
【請求項１１】
前記加熱部（７０）は、ヒーターである、
請求項２〜５のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
【請求項１２】
前記加熱部の加熱動作を制御する制御装置（２５，１２５）を備え、
前記制御装置は、前記セルスタックの温度が所定の最低維持温度より低いとき前記加熱部の加熱動作を実行させる、
請求項２〜１１のいずれか１項に記載の燃料電池システム。
【請求項１３】
前記制御装置は、前記セルスタックの温度が所定の酸化抑制温度より高いとき、前記加熱部の加熱動作を停止させる、
請求項１２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、燃料電池システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
一般に、燃料電池システムは、既存インフラから得られる原燃料（例えば都市ガス、ＬＰＧ等）を改質して水素を生成する改質器と、改質器により生成された水素を利用して発電を行うセルスタックとを備え、発電時には改質器及びセルスタックの温度を適温に維持する必要がある。一方、燃料電池システムは、発電が不要な時、または、定期点検や緊急停止の際などにシステムの動作が停止される場合がある。この場合、システム停止により改質器及びセルスタックの温度が低下するので、再起動時には改質器及びセルスタックを発電の適温まで昇温させるための再起動時間を要する。この再起動時間は、比較的容量が大きい業務用の燃料電池システムにおいて、より長時間化するため顕著な問題となる。この再起動時間を短縮化すべく、従来よりシステム停止中の改質器及びセルスタックの温度低下を抑制する手法が提案されている。例えば特許文献１には、システム停止中に所定時間ごとにＡＴＲ反応器（改質器）へ空気と改質燃料とを供給し、両者の反応熱を利用して温度低下を抑制する手法が記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００２−１５８０２７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかしながら、特許文献１に記載の従来手法では、システム停止中にも定期的に燃料及び空気を改質器に導入する必要があり、このための制御を継続実施するなど煩雑な構成となる。燃料を供給するためのポンプを作動させる必要もあり、例えば停電時、緊急停止時、点検時などのようにシステムに電力を供給できない場合には、改質器による加温を実施できず、セルスタック等の温度低下を抑制できない虞がある。
【０００５】
本発明はこのような課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、簡易な構成によりシステム停止中の改質器及びセルスタックの温度低下を抑制できる燃料電池システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
上記課題を解決するために、本発明に係る燃料電池システム（１０，１０Ａ，１０Ｂ，１１０）は、燃料ガスを改質して改質ガスを生成する改質器（２０）と、前記改質ガスを用いて発電を行うセルスタック（３０）と、前記セルスタックから排出される余剰改質ガスの一部を前記改質器に戻す循環管路（４０）と、システム停止中に前記改質器及び前記セルスタックを保温するための還元ガスの内部循環流を前記循環管路の内部に形成する循環流形成部（５０，６１，７０，８０）と、を備える。
【０００７】
この構成により、従来技術のようにシステム停止中に改質器に燃料を供給して改質を実施しなくても、システム停止中にセルスタック等を保温できる。したがって、燃料電池システムは、簡易な構成によりシステム停止中の改質器及びセルスタックの温度低下を抑制できる。
【発明の効果】
【０００８】
本発明によれば、簡易な構成によりシステム停止中の改質器及びセルスタックの温度低下を抑制できる燃料電池システムを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】図１は、本発明の第１実施形態に係る燃料電池システムの概略構成を示す図である。
【図２】図２は、第１実施形態に係る燃料電池システムにより実施される加温制御の処理を示すフローチャートである。
【図３】図３は、第１実施形態の燃料電池システムの通常作動時における各管路の連通状態を示す図である。
【図４】図４は、システム停止時の加温制御において、セルスタック温度が酸化抑制温度（３００℃）より高い状態のときの第１実施形態の燃料電池システムの各管路の連通状態を示す図である。
【図５】図５は、システム停止時の加温制御において、セルスタック温度が酸化抑制温度（３００℃）以下かつ最低維持温度（２５０℃）より高いときの第１実施形態の燃料電池システムの各管路の連通状態を示す図である。
【図６】図６は、システム停止時の加温制御において、セルスタック温度が最低維持温度（２５０℃）以下のときの第１実施形態の燃料電池システムの各管路の連通状態を示す図である。
【図７】図７は、第１実施形態の加温制御を適用することによる効果を説明するための図である。
【図８】図８は、本発明の第１実施形態の第１変形例に係る燃料電池システムの概略構成を示す図である。
【図９】図９は、本発明の第１実施形態の第２変形例に係る燃料電池システムの概略構成を示す図である。
【図１０】図１０は、本発明の第１実施形態の蒸発部の別形態を示す図である。
【図１１】図１１は、本発明の第２実施形態に係る燃料電池システムの概略構成を示す図である。
【図１２】図１２は、第２実施形態に係る燃料電池システムにより実施される加温制御の処理を示すフローチャートである。
【図１３】図１３は、第２実施形態の燃料電池システムの通常作動時における各管路の連通状態を示す図である。
【図１４】図１４は、システム停止時の加温制御において、セルスタック温度が酸化抑制温度（３００℃）より高い状態のときの第２実施形態の燃料電池システムの各管路の連通状態を示す図である。
【図１５】図１５は、システム停止時の加温制御において、セルスタック温度が最低維持温度（２５０℃）以下のときの第２実施形態の燃料電池システムの各管路の連通状態を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
以下、添付図面を参照しながら本発明の実施形態について説明する。説明の理解を容易にするため、各図面において同一の構成要素に対しては可能な限り同一の符号を付して、重複する説明は省略する。
【００１１】
［第１実施形態］
図１〜図７を参照して第１実施形態について説明する。まず図１を参照して、第１実施形態に係る燃料電池システム１０の構成を説明する。
【００１２】
燃料電池システム１０は、空気予熱器１３と、改質器２０と、セルスタック３０と、燃焼器１９と、排気管路２１と、循環管路４０と、制御装置２５と、を備える。本実施形態において対象となる燃料電池システム１０は、セルスタック３０から排出された余剰改質ガスを循環管路４０によって改質器２０に再供給する構成を備えるものであり、所謂アノードリサイクル方式の燃料電池システムである。
【００１３】
空気予熱器１３は、空気ポンプ１１から供給される空気と、排気管路２１を流れる排気ガスとの間で熱交換を行わせる熱交換器である。空気予熱器１３は、空気導入管路１２に設けられると共に、排気管路２１と近接配置されている。これにより、空気予熱器１３は、空気ポンプ１１から供給される空気を、排気管路２１を流れる高温の排気ガスにより加熱し、加熱した空気を空気導入管路１２の下流側に接続されるセルスタック３０に供給する。
【００１４】
改質器２０は、燃料ポンプ１４から供給される燃料ガス（都市ガスなど）を、水蒸気改質反応によって改質し、水素リッチな改質ガスを生成する。改質器２０は、燃料導入管路１５上に設けられ燃料ポンプ１４から燃料ガスが供給されると共に、その上流側に接続される循環管路４０からセルスタック３０より排出された余剰改質ガスが供給される。この余剰改質ガスにはセルスタック３０の発電により発生した水蒸気が含まれる。また、改質器２０は排気管路２１と近接配置されており、排気管路２１を流れる高温の排気ガスによる熱供給が可能である。これにより、改質器２０は、燃料ガス及び余剰改質ガスと、余剰改質ガスに含まれる水蒸気とを用いて、排気管路２１から供給される熱によって水蒸気改質反応を生じさせることができる。改質器２０は、生成した改質ガスを燃料導入管路１５の下流側に接続されるセルスタック３０に供給する。
【００１５】
セルスタック３０は、複数の燃料電池セルの集合体である。各燃料電池セル（図示せず）は、固体酸化物形の燃料電池セル（Ｓｏｌｉｄ  Ｏｘｉｄｅ  Ｆｕｅｌ  Ｃｅｌｌ：ＳＯＦＣ）であって、平板状の固体電解質の一方の面に燃料極（アノード）が形成され、他方側の面に空気極（カソード）が形成された構成となっている。これら燃料極及び空気極は、いずれも導電性のセラミックスで形成された多孔質体である。セルスタック３０は、複数の燃料電池セルを電気的に直列に接続することで集合体として構成される。セルスタック３０は、改質器２０から供給される改質ガスと、空気予熱器１３から供給される空気との化学反応により発電を行う。セルスタック３０は、その下流側に空気排出管路１６及び燃料排出管路１７と接続されており、発電に供しなかった残余の空気（残余空気）を空気排出管路１６から排出すると共に、発電に供しなかった残余の改質ガス（残余改質ガス）を燃料排出管路１７から排出する。
【００１６】
燃料排出管路１７は、上記の循環管路４０と、燃料分岐排出管路１８と、蓄水管路２２との３つの管路に分岐する。燃料分岐排出管路１８には電磁弁ＥＶ１が設けられ、この電磁弁ＥＶ１の開閉によって燃料分岐排出管路１８の連通／遮断が切り替えられる。
【００１７】
燃焼器１９は、空気排出管路１６及び燃料分岐排出管路１８の下流側に接続され、セルスタック３０から空気排出管路１６を介して供給される残余空気と、セルスタック３０から燃料排出管路１７及び燃料分岐排出管路１８を介して供給される残余改質ガスとを混合して燃焼させる機器である。燃焼器１９はその下流側に排気管路２１が接続される。
【００１８】
排気管路２１は、燃焼器１９における残余改質ガスの燃焼により発生する高温の排気ガスを外部に排出する管路である。排気管路２１は、上流側の燃焼器１９から下流側の改質器２０及び空気予熱器１３を経由して外部まで延在するよう構成されている。この構成により、改質器２０及び空気予熱器１３は、排気管路２１を流れる高温の排気ガスによって加熱される。
【００１９】
循環管路４０は、セルスタック３０の下流側に接続される燃料排出管路１７と、燃料導入管路１５のうち改質器２０より上流側の箇所とを接続する管路である。循環管路４０は、上述のとおり、セルスタック３０から排出された余剰改質ガスの少なくとも一部を改質器２０に戻すことができる。
【００２０】
また、第１実施形態の燃料電池システム１０は、システム停止中に改質器２０及びセルスタック３０を適宜加温することにより、改質器２０及びセルスタック３０の温度低下を抑制するため制御（以下「加温制御」という）を実施できるよう構成されている。加温制御では、システム停止中に改質器２０及びセルスタック３０を保温するためのパージガス（還元ガス）の内部循環流を循環管路４０の内部に形成する。本実施形態では、パージガスは純水の気液二相流であり、パージガスの内部循環流は、液相の純水を気化させ気相に相変化させたときの膨張力を利用して形成される。第１実施形態の燃料電池システム１０は、この加温制御に係る構成要素として、蓄水タンク６０と、蒸発部５０（加熱部、循環流形成部）とを備える。
【００２１】
蓄水タンク６０は、パージガスの原料として利用される純水と、蒸発部５０の加熱に用いる水蒸気を発生させるための水とを貯留する。蓄水タンク６０は、純水貯留部６１（液体貯留部、循環流形成部）と、水蒸気貯留部６２と、冷却ファン６３とを有する。
【００２２】
純水貯留部６１は、パージガスの原料として利用される純水を貯留する。純水貯留部６１の上流側は、セルスタック３０の燃料排出管路１７から分岐される蓄水管路２２の下流側に接続される。蓄水管路２２には電磁弁ＥＶ２が設けられ、この電磁弁ＥＶ２の開閉によって蓄水管路２２の連通／遮断が切り替えられる。蓄水管路２２には水追加供給部２４が接続され、必要に応じて蓄水管路２２を通して純水貯留部６１に純水を追加できるようになっている。純水貯留部６１の下流側は、純水導入管路２３に接続される。純水導入管路２３には電磁弁ＥＶ３が設けられ、この電磁弁ＥＶ３の開閉によって純水導入管路２３の連通／遮断が切り替えられる。純水導入管路２３は、循環管路４０の蒸発部５０より上流側に接続され、蒸発部５０に循環管路４０を介して純水を供給できるようになっている。
【００２３】
水蒸気貯留部６２は、蒸発部５０の加熱に用いる水蒸気を発生させるための水を貯留する。水蒸気貯留部６２は、蓄水タンク６０内で純水貯留部６１と区分されている。水蒸気貯留部６２は、連通管路５４によって後述する蒸発部５０の蓄熱剤封入部５２と連通可能に接続されている。連通管路５４には電磁弁ＥＶ４が設けられ、この電磁弁ＥＶ４の開閉によって連通管路５４の連通／遮断が切り替えられる。
【００２４】
冷却ファン６３は、純水貯留部６１及び水蒸気貯留部６２を風力により冷却する。気化された状態で純水貯留部６１に戻された純水、及び水蒸気貯留部６２に戻された水は、冷却ファン６３によって冷却されて液化されて蓄水タンク６０に貯留される。
【００２５】
蒸発部５０は、蓄水タンク６０の純水貯留部６１から導入された純水を加熱して気化させることができる。蒸発部５０は、循環管路４０に設けられる。蒸発部５０は、流通管路５１と、蓄熱剤封入部５２とを有する。
【００２６】
流通管路５１は、循環管路４０の一部として構成される。流通管路５１には、通常作動時には循環管路４０から導入される余剰改質ガスが通り、システム停止中の加温制御においては純水貯留部６１から導入される純水を気化して出力する。
【００２７】
蓄熱剤封入部５２は、蓄熱剤５３を封入する。蓄熱剤５３は、例えば酸化カルシウムである。蓄熱剤封入部５２は、連通管路５４により蓄水タンク６０の水蒸気貯留部６２と連通可能に接続されている。蓄熱剤封入部５２、連通管路５４、及び水蒸気貯留部６２から成る空間は、真空状態に密閉されている。蓄熱剤封入部５２に収容される蓄熱剤５３は、水蒸気貯留部６２から連通管路５４を介して供給される水蒸気との吸着反応により反応熱を発生させることができる。すなわち水蒸気貯留部６２から導入される水蒸気は、蓄熱剤５３と吸着反応を生じさせる反応物質の一つである。
【００２８】
蒸発部５０は、システム停止中の加温制御において、電磁弁ＥＶ４を開弁させて連通管路５４を介して水蒸気貯留部６２から水蒸気を蓄熱剤封入部５２に導入する。蒸発部５０は、これにより生じる蓄熱剤５３の吸着反応による自己発熱を利用して、電磁弁ＥＶ３を開弁させて純水貯留部６１から流通管路５１に導入される純水を加熱して気化させて水蒸気のパージガスを発生させる。蒸発部５０は、このパージガスを循環管路４０の内部に充填することによりパージガスの内部循環流を形成することができる。
【００２９】
また、蒸発部５０は、通常作動中に高温の余剰改質ガスを流通管路５１に通すことで、蓄熱剤封入部５２を加熱し、前回の加温制御において蓄熱剤５３に吸着している水分を再び気化させて蓄熱剤５３を乾燥させることができる。このとき水蒸気は連通管路５４を介して水蒸気貯留部６２に戻される。
【００３０】
制御装置２５は、燃料電池システム１０の動作を統合制御する。制御装置２５は、通常作動時には空気ポンプ１１及び燃料ポンプ１４を制御してセルスタック３０への空気供給量と燃料供給量を制御する。また、制御装置２５は、システム停止時の加温制御においては、セルスタック温度に基づいて電磁弁ＥＶ１，ＥＶ２，ＥＶ３，ＥＶ４の開閉を適宜切り替えることによってセルスタック温度を所望の温度範囲内に維持させる。制御装置２５は、物理的には、ＣＰＵ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、及び入出力インタフェース等を備えたコンピュータシステムである。
【００３１】
次に図２〜図６を参照して、第１実施形態の燃料電池システム１０により実施されるシステム停止中の加温制御について説明する。図２に示すフローチャートの一連の処理は、制御装置２５により例えば所定周期ごとに実施される。以下、図２のフローチャートに沿って加温制御について説明する。
【００３２】
ステップＳ１０１では、燃料電池システム１０の発電動作が停止しているか否かが判定される。ステップＳ１０１の判定の結果、システム１０が停止していない場合（Ｓ１０１のＮｏ）にはステップＳ１０２に進む。システム１０が停止している場合（Ｓ１０１のＹｅｓ）にはステップＳ１０３に進む。
【００３３】
ステップＳ１０２では、ステップＳ１０１の判定の結果、燃料電池システム１０の発電動作が停止していない状態、すなわち通常作動時であるので、電磁弁ＥＶ１及び電磁弁ＥＶ４が開弁（オープン）状態、電磁弁ＥＶ２及び電磁弁ＥＶ３が閉弁（クローズ）状態に制御される。このとき、燃料電池システム１０の各管路の連通状態は、図３に実線で示す状態となる。ステップＳ１０２の処理が完了すると本制御フローを終了する。
【００３４】
ここで図３を参照して燃料電池システム１０の通常作動時の発電動作について説明する。空気ポンプ１１によって空気が空気予熱器１３に導入される。空気予熱器１３では、空気は排気管路２１を流れる排気ガスの熱により加温される。加温された空気は空気導入管路１２を経てセルスタック３０に導入される。燃料ポンプ１４によって燃料（都市ガス）が改質器２０に導入される。改質器２０では、排気管路２１を流れる排気ガスの熱により加温され、燃料が改質されて改質ガスが生成される。改質ガスは燃料導入管路１５を経てセルスタック３０に入力される。
【００３５】
セルスタック３０では、導入された空気と改質ガスによって発電がおこなわれる。発電後の残余空気は空気排出管路１６に排出されて、燃焼器１９に導入される。発電後の残余改質ガスは燃料排出管路１７に排出される。このとき、燃料分岐排出管路１８の電磁弁ＥＶ１が開弁され、蓄水管路２２の電磁弁ＥＶ２が閉弁されているので、セルスタック３０から燃料排出管路１７に排出された残余改質ガスは、燃料分岐排出管路１８と循環管路４０とに分岐して排出される。燃料分岐排出管路１８に排出された余剰改質ガスは燃焼器１９に導入される。燃焼器１９で燃焼された排気ガスは排気管路２１を通り、途中で改質器２０と空気予熱器１３とで熱交換しながら排出される。
【００３６】
一方、循環管路４０に導入された余剰改質ガスは、燃料導入管路１５の改質器２０より上流側に戻され、再び改質器２０に導入される。このとき、余剰改質ガスは蒸発部５０の流通管路５１を通過する。高温の余剰改質ガスの熱によって蓄熱剤封入部５２の蓄熱剤５３が加熱され、前回の加温制御の際に蓄熱剤５３に吸湿されていた水分が気化して、連通管路５４を通って蓄水タンク６０の水蒸気貯留部６２に導入される。蓄水タンク６０は、冷却ファン６３により冷却されるため、水蒸気貯留部６２に導入された水蒸気は凝縮して貯留される。したがって、通常作動時に蒸発部５０を通過する余剰改質ガスの熱を利用して、蓄熱剤封入部５２の蓄熱剤５３を乾燥させることができる。
【００３７】
図２に戻り、ステップＳ１０１の判定の結果、燃料電池システム１０の発電動作が停止している状態である場合には、加温制御が実施される。まずは、ステップＳ１０３において、セルスタック３０の温度（セルスタック温度）が３００℃以下か否かが判定される。判定の結果、セルスタック温度が３００℃より高い場合（Ｓ１０３のＮｏ）にはステップＳ１０４に進み、セルスタック温度が３００℃以下である場合（Ｓ１０３のＹｅｓ）にはステップＳ１０５に進む。なお、ステップＳ１０３で閾値として用いる３００℃という温度は、改質器２０及びセルスタック３０にある触媒の酸化を好適に抑制できる上限温度、すなわち酸化抑制温度の一例である。
【００３８】
ステップＳ１０４では、ステップＳ１０３の判定の結果、システム停止状態であり、かつ、セルスタック温度が３００℃より高い状態であるので、電磁弁ＥＶ４がクローズ状態に制御される。このとき、燃料電池システム１０の各管路の連通状態は図４に実線で示す状態となる。具体的には、図３の通常発電状態から電磁弁ＥＶ４を閉弁することにより、蓄熱剤封入部５２と水蒸気貯留部６２との間の連通が遮断される。これにより、蓄熱剤封入部５２の内部の蓄熱剤５３の水蒸気による発熱が行われない状態となっている。セルスタック３０、改質器２０及び蒸発部５０の温度はすべて３００℃以上となっている。ステップＳ１０４の処理が完了すると本制御フローを終了する。通常の停止行程では、まず発電が中止され、その後、各燃料流量を低下させ、セルスタック温度が３００℃を超えている間は、図４に示す構成を維持して改質器２０及びセルスタック３０の温度を下げていく。この状態では、改質器２０で改質され、セルスタック３０から排出される余剰改質ガスの一部がアノードリサイクル（循環管路４０）を循環し、この循環する余剰改質ガスによって改質器２０及びセルスタック３０にある触媒の酸化を防止する。余剰改質ガスは、徐々に燃料排出管路１７へ排出される。
【００３９】
ステップＳ１０５では、ステップＳ１０３の判定の結果、セルスタック温度が３００℃以下の状態であるので、電磁弁ＥＶ１がクローズ状態に制御される。このとき、燃料電池システム１０の各管路の連通状態は図５に実線で示す状態となる。具体的には、図４の状態から電磁弁ＥＶ１を閉弁することにより、燃料分岐排出管路１８の連通が遮断される。これにより、セルスタック３０から排出されたガスが燃焼器１９に排出されず、そのすべてが循環管路４０を経て還流する状態となっている。セルスタック３０、改質器２０及び蒸発部５０の温度はすべて３００℃以下となっている。ステップＳ１０５の処理が完了するとステップＳ１０６に進む。
【００４０】
ステップＳ１０６では、セルスタック温度が２５０℃以下か否かが判定される。判定の結果、セルスタック温度が２５０℃より低い場合（Ｓ１０６のＹｅｓ）にはステップＳ１０７に進む。セルスタック温度が２５０℃より高い場合（Ｓ１０６のＮｏ）には、セルスタック温度が２５０℃〜３００℃の所定範囲内に収まっている状態であるので、今回の処理では本制御フローを終了する。なお、ステップＳ１０６で閾値として用いる２５０℃という温度は、加温制御におけるセルスタック温度の所定の最低維持温度の一例である。すなわち、加温制御では、セルスタック温度は、所定の最低維持温度（本実施形態では２５０℃）と酸化抑制温度（本実施形態では３００℃）との間の所定範囲内に維持される。
【００４１】
ステップＳ１０７では、ステップＳ１０６の判定の結果、セルスタック温度が２５０℃以下の状態であるので、電磁弁ＥＶ２、電磁弁ＥＶ３、電磁弁ＥＶ４がオープン状態に制御される。このとき、燃料電池システム１０の各管路の連通状態は図６に実線で示す状態となる。具体的には、電磁弁ＥＶ３を開弁することにより純水導入管路２３が連通し、純水貯留部６１の内部に貯留されている液体状の純水が蒸発部５０の流通管路５１に導入される。例えば蒸発部５０に対して純水貯留部６１が上方に位置するように設置され、純水貯留部６１の純水が重力の影響により流通管路５１まで落下する構成とすることができる。
【００４２】
また、ステップＳ１０７では、電磁弁ＥＶ４を開弁することにより連通管路５４が連通し、蓄熱剤封入部５２と水蒸気貯留部６２との間の圧力差によって、水蒸気貯留部６２に貯留されている水が気化して連通管路５４を通って蓄熱剤封入部５２に導入される。これにより蓄熱剤封入部５２の内部の蓄熱剤５３には、吸湿による発熱反応が起こり、蓄熱剤は４００℃程度に加熱される。この蓄熱剤５３の発熱により、流通管路５１に導入される液体状の純水を気化させて水蒸気を生成できる。蒸発部５０から出力される水蒸気は循環管路４０を流れ改質器２０及びセルスタック３０と熱交換する。この熱交換により、改質器２０及びセルスタック３０を加温することができる。水蒸気は、改質器２０及びセルスタック３０を通過した後に、電磁弁ＥＶ２が開弁されたことにより連通されている蓄水管路２２を通って純水貯留部６１に戻され、液化して再び貯留される。ステップＳ１０７の処理が完了すると本制御フローを終了する。
【００４３】
つまり、加温制御では、セルスタック温度が所定の最低維持温度（２５０℃）以下になったときは電磁弁ＥＶ４を開弁して蒸発部５０により純水を加熱して水蒸気のパージガスを生成して、セルスタック温度を昇温させる。一方、セルスタック温度が所定の酸化抑制温度（３００℃）以上となったときは電磁弁ＥＶ４を閉弁して蒸発部５０によるパージガスの生成を中止し、セルスタックの加温を中止する。このようにセルスタック温度に応じた電磁弁ＥＶ４の制御によって、加温制御ではセルスタック温度を２５０℃〜３００℃に維持することができる。
【００４４】
次に第１実施形態に係る燃料電池システム１０の効果について説明する。燃料電池システム１０は、システム停止中に改質器２０及びセルスタック３０を保温するためのパージガスの内部循環流を循環管路４０の内部に形成する循環流形成部として、蒸発部５０と、蓄水タンク６０の純水貯留部６１とを備える。これにより、従来技術のようにシステム停止中に改質器に燃料を供給して改質を実施しなくても、システム停止中にセルスタック等を保温できる。したがって、燃料電池システム１０は、簡易な構成によりシステム停止中の改質器２０及びセルスタック３０の温度低下を抑制できる。
【００４５】
ここで、図７を参照して温度低下抑制の効果についてさらに説明する。図７の縦軸はセルスタック温度を表し、横軸はシステム停止からの経過時間を時刻で表している。図７では、本実施形態の燃料電池システム１０におけるシステム停止後のセルスタック温度の時間推移が実線のグラフＡで示されている。また、比較例として、上記の加温制御が適用されていない従来の燃料電池システムにおけるセルスタック温度の時間推移が点線のグラフＢで示されている。
【００４６】
図７では、燃料電池システムの定期点検やメンテナンスなどの点検作業を実施する際に想定されるスケジュールの一例として、２４時のシステム停止後、９時から点検作業を開始し、１６時に点検作業を終了してシステムを再起動するケースが示されている。点検作業の所要時間は、典型的には、点検に１時間、部品交換に３時間、動作確認に１時間、休憩他に２時間の合計７時間である。この点検作業の間は電力供給を停止し、システムを完全に停止させる必要がある。システムを完全に停止するためにはセルスタック温度を一旦３００℃以下にする必要があり、点検作業の実施日の前夜にシステムの停止動作が実施される。９時間程度でセルスタック温度が３００℃まで低下し、動力が完全に停止された後に点検作業が開始される。また、図７では、システム動作中のセルスタック温度は７００℃、本実施形態の加温制御により維持されるセルスタック温度の範囲は２５０℃〜３００℃として例示されている。
【００４７】
まず比較例のグラフＢについて注目すると、加温制御が適用されていないため、システム停止後にはセルスタック温度は単調減少し、点検終了後のシステム再起動時には図７の例では５０℃まで低下している。この状態からシステムを正常に動作させることができる７００℃まで昇温させるには、昇温速度１００℃／ｈで昇温させたとして６．５時間程度かかる。このため、１６時に再起動した場合には２２時３０分まで発電を実施することができず、これにより２０時〜２２時までの夜間電力需要の高い時間帯に電力を供給することができないため、商品性を低下させる。
【００４８】
次に、本実施形態のグラフＡについて注目すると、加温制御が適用されているため、システム停止後にセルスタック温度が単調減少して２５０℃まで低下すると、上述の加温制御によって２５０℃〜３００℃の間に維持され、点検終了後のシステム再起動時には図７の例では３００℃に維持されている。この状態からシステムを正常に動作させることができる７００℃まで昇温させるには、比較例と同様の昇温速度１００℃／ｈで昇温させると４時間程度で済む。このため、１６時に再起動した場合には２０時〜２２時までの夜間電力需要の高い時間帯に発電を実施可能であり、電力を供給することができる。
【００４９】
このように、本実施形態の燃料電池システム１０は、システム停止中にも還流管路内に水蒸気の内部循環流を形成させておくことができる上述の加温制御を実施することによって、システム停止中におけるセルスタック温度の低下を抑制することが可能となり、システム再起動後の電力供給を迅速にできる。また、システム再起動後にシステムを正常に動作させることができる温度（７００℃）に昇温させるまでの所要時間は、比較的容量が大きい業務用の燃料電池システムにおいて、より長時間化するため顕著な問題となる。本実施形態の燃料電池システム１０は、システム停止中のセルスタック温度の低下を抑制できることにより、上記所要時間の短縮が可能となる。したがって、本実施形態の燃料電池システム１０による効果は、業務用システムにおいて特に有効である。
【００５０】
なお、本実施形態の燃料電池システム１０は、システムからの放熱が４００Ｗのとき、約７時間の加温が可能であり、一般的な点検時間の間は加温を継続して行うことができる、改質器とセルスタックの温度を２５０〜３００℃の所定範囲に維持できる。これにより、点検終了後、改質器をすぐに水蒸気改質を開始でき、さらに、セルスタックの昇温時間を短縮できる。なお、上記の加温継続時間は、パージガスの加熱性能に係る連通管路５４の各種寸法（太さ、長さなど）により調整することができる。
【００５１】
また、本実施形態の燃料電池システム１０では、純水貯留部６１から蒸発部５０に導入された純水を蒸発部５０において加熱して気化させることにより、水蒸気のパージガスを発生させ、パージガスを循環管路４０の内部に充填する。これにより、システム停止中に改質器２０及びセルスタック３０を保温するためのパージガスの内部循環流を形成する。また、蒸発部５０は、吸着反応による自己発熱を利用して加熱を行い、より詳細には蓄熱剤５３と、水蒸気貯留部６２から連通管路５４を介して供給される水蒸気との反応熱を利用して加熱を行う。これらの構成により、蓄熱剤５３と水蒸気との反応熱を利用することで、外部電力無しで純水を加熱できる。また、純水の加熱に伴い発生する純水の相変化を利用して、外部電力なしでパージガスの循環流を形成できる。
【００５２】
また、蒸発部５０は、水蒸気貯留部６２から水蒸気を蓄熱剤５３に供給して反応させることができる連通管路５４と、この連通管路５４に設けられ、連通管路５４の連通状態と遮断状態とを切り替えることができる電磁弁ＥＶ４と、を有する。蒸発部５０は、電磁弁ＥＶ４により連通管路５４を連通状態とすることにより加熱を行い、電磁弁ＥＶ４により連通管路を遮断状態とすることにより加熱を中止する。この構成により、電磁弁ＥＶ４の開閉を切り替えるという簡易な構成で蒸発部５０の加熱の実施と中止とを制御することができる。
【００５３】
また、本実施形態の燃料電池システム１０は、蒸発部５０の加熱動作を制御する制御装置２５を備える。制御装置２５は、セルスタック３０の温度が所定の最低維持温度（本実施形態では２５０℃）より低いとき蒸発部５０の加熱動作を実行させる。この構成により、システム停止中の加温制御においてセルスタック温度を最低維持温度以上に維持させることができる。
【００５４】
また、制御装置２５は、セルスタック３０の温度が所定の酸化抑制温度（本実施形態では３００℃）より高いとき、蒸発部５０の加熱動作を停止させる。この構成により、システム停止中の加温制御においてセルスタック温度を酸化抑制温度以下に維持させることができ、改質器２０及びセルスタック３０の内部の触媒が酸化するのを抑制できる。
【００５５】
［第１実施形態の変形例］
第１実施形態の燃料電池システム１０では、加温制御において純水を加熱してパージガスを発生させるための加熱部として、水蒸気との吸着反応による蓄熱剤５３の自己発熱を利用して加熱を行う蒸発部５０を適用する構成を例示したが、他の加熱手法を適用してもよい。例えば、図８に示すように、燃料電池システム１０Ａが、加熱部として循環管路４０上にヒーター７０を備える構成としてもよい。ヒーター７０は、電気を熱エネルギーに変換する機器とも表現できる。この構成では、蓄水タンク６０にはパージガスの原料として利用される純水のみが貯留される。蓄水タンク６０の上流側は蓄水管路２２に接続され、蓄水タンク６０の下流側は純水導入管路２３に接続される。加温制御において、蓄水タンク６０から純水が循環管路４０に導入されると、ヒーター７０が循環管路４０内の純水を加熱して、純水を気化させて水蒸気のパージガスを発生させることができる。
【００５６】
また、第１実施形態の燃料電池システム１０では、加温制御において、純水導入管路２３上の電磁弁ＥＶ３の開閉によって純水貯留部６１から蒸発部５０への純水の供給有無を切り替える構成を例示したが、純水の供給量を制御できれば他の構成でもよい。例えば、図９に示すように、燃料電池システム１０Ｂが、純水導入管路２３に電磁弁ＥＶ３の代わりにポンプ７１を備える構成としてもよい。この構成では、加温制御において、制御装置２５によりポンプ７１が駆動されると、純水貯留部６１から蒸発部５０への純水が供給される。また、ポンプ７１の吐出量を制御することにより、蒸発部５０への純水の供給量をリニアに変化させることができ、加温制御をより高精度に行うことができる。
【００５７】
図９では、ポンプ７１を駆動させるための電力は熱発電素子７２（発電素子）により供給される。熱発電素子７２は、給湯タンクなどの熱源の周囲に配置され、熱源からの熱を電気エネルギーに変換することができる。この構成により、外部電力無しで純水を供給できる。なお、熱発電素子７２は、例えば太陽光により電力を生成する太陽電池のように熱以外に起因して電力を発生させることができる他の発電素子と置き換えることもできる。また、蓄電池や外部電力をポンプ７１の電源としてもよい。
【００５８】
また、蒸発部５０の構成を図１０に示すような構成とすることもできる。図１０に示すように、この蒸発部５０は、上流側（図の下側）から下流側（図の上側）の方向で、顕熱部、沸騰蒸発部、過熱部に区分される。蒸発部５０では、各部で必要な熱量は顕熱部、過熱部、沸騰蒸発部の順で増大するので、必要な熱量に応じて流通管路５１の周囲に配置する蓄熱剤５３の量を変えている。沸騰蒸発部内の流通管路５１には、流通管路５１を流れるすべてのガスや液体が通過するように発泡金属５５が設置されている。また、発泡金属５５が設置される部分の流通管路５１の流路面積が拡大されている。この構成により、加温制御において純水が蒸発部５０に供給される際に純水の突沸を防止できる。なお、発泡金属５５は、流路を網目状に細分化できるものであればよく、例えば金網などに置き換えることもできる。
【００５９】
また、第１実施形態では、パージガスの原料として純水を用いる構成を説明したが、蒸発部５０において気化されて内部循環流を形成できれば他の液体を適用してもよい。
【００６０】
また、第１実施形態では、蓄熱剤５３として酸化カルシウム、蓄熱剤５３に吸着反応を発生させる反応物質としての水蒸気を適用したが、吸着反応による自己発熱を生じることができれば他の物質を適用してもよい。
【００６１】
また、第１実施形態では、加温制御において、所定の最低維持温度（２５０℃）と酸化抑制温度（３００℃）との間にセルスタック温度を維持させる構成を説明したが、加温制御は、少なくともセルスタック温度を最低維持温度以上にできればよい。また、最低維持温度及び酸化抑制温度は上記実施形態で挙げた温度以外のものでもよい。
【００６２】
また、燃料電池システム１０内の各管路に設けられる電磁弁ＥＶ１，ＥＶ２，ＥＶ３，ＥＶ４は、これらが設けられる管路の連通状態と遮断状態とを切り替えることができる連通遮断部であればよく、例えば、サーモスタットのように温度に応じて流量制御が可能な他の機器に置き換えることも可能である。  
【００６３】
［第２実施形態］
図１１〜図１５を参照して第２実施形態について説明する。第２実施形態の燃料電池システム１１０は、加温制御において、システム停止中に改質器２０及びセルスタック３０を保温するための還元ガスとして、セルスタック３０から排出された余剰改質ガスを用いる点で第１実施形態と異なる。
【００６４】
図１１に示すように、第２実施形態の燃料電池システム１１０は、第１実施形態の燃料電池システム１０が備える蓄水管路２２、純水貯留部６１、純水導入管路２３を備えていない。蓄水タンク６０は、パージガスの原料として利用される純水を貯留せず、蒸発部５０の加熱に用いる水蒸気を発生させるための水のみを貯留する。蓄水タンク６０は、連通管路５４によって後述する蒸発部５０の蓄熱剤封入部５２と連通可能に接続されている。連通管路５４には電磁弁ＥＶ６が設けられ、この電磁弁ＥＶ６の開閉によって連通管路５４の連通／遮断が切り替えられる。
【００６５】
燃料分岐排出管路１８に設けられる電磁弁ＥＶ５は、第１実施形態の電磁弁ＥＶ１と同様である。
【００６６】
燃料電池システム１１０は、循環管路４０に設けられる循環ポンプ８０（循環流形成部）を備える。循環ポンプ８０は、駆動することにより循環管路４０内のガスに流れを生じさせ、循環させることができる。循環ポンプ８０は、例えば図１１に示すように熱発電素子７２（発電素子）により生成される電力を利用して動作する構成でもよいし、図９を参照して説明したように他の発電素子や外部電源を電源として適用してもよい。
【００６７】
第２実施形態では、この循環ポンプ８０と、蒸発部５０とが、システム停止中に改質器２０及びセルスタック３０を保温するための余剰改質ガスの内部循環流を循環管路４０の内部に形成する循環流形成部として機能する。つまり、循環ポンプ８０の駆動によって余剰改質ガスを循環管路４０に流すことにより内部循環流を形成し、蒸発部５０により循環管路４０の内部を流れる余剰改質ガスを加熱することにより内部循環流の温度を制御する。
【００６８】
次に図１２〜図１５を参照して、第２実施形態の燃料電池システム１１０により実施されるシステム停止中の加温制御について説明する。図１２に示すフローチャートの一連の処理は、制御装置１２５により例えば所定周期ごとに実施される。以下、図１２のフローチャートに沿って加温制御について説明する。
【００６９】
ステップＳ２０１では、燃料電池システム１１０の発電動作が停止しているか否かが判定される。ステップＳ２０１の判定の結果、システム１１０が停止していない場合（Ｓ２０１のＮｏ）にはステップＳ２０２に進む。システム１１０が停止している場合（Ｓ２０１のＹｅｓ）にはステップＳ２０３に進む。
【００７０】
ステップＳ２０２では、ステップＳ２０１の判定の結果、燃料電池システム１１０の発電動作が停止していない状態、すなわち通常作動時であるので、電磁弁ＥＶ５及び電磁弁ＥＶ６が開弁（オープン）状態に制御される。循環ポンプ８０は停止される。このとき、燃料電池システム１１０の各管路の連通状態は、図１３に実線で示す状態となる。ステップＳ２０２の処理が完了すると本制御フローを終了する。
【００７１】
図１３に示す燃料電池システム１１０の通常作動時の発電動作については、図３で説明したものと同様である。循環管路４０に導入された余剰改質ガスは、燃料導入管路１５の改質器２０より上流側に戻され、再び改質器２０に導入される。このとき、余剰改質ガスは蒸発部５０の流通管路５１を通過する。高温の余剰改質ガスの熱によって蓄熱剤封入部５２の蓄熱剤５３が加熱され、前回の加温制御の際に蓄熱剤５３に吸湿されていた水分が気化して、連通管路５４を通って蓄水タンク６０に導入される。蓄水タンク６０は、冷却ファン６３により冷却されるため、蓄水タンク６０に導入された水蒸気は凝縮して貯留される。したがって、通常作動時に蒸発部５０を通過する余剰改質ガスの熱を利用して、蓄熱剤封入部５２の蓄熱剤５３を乾燥させることができる。
【００７２】
図１２に戻り、ステップＳ２０１の判定の結果、燃料電池システム１１０の発電動作が停止している状態である場合には、加温制御が実施される。まずは、ステップＳ２０３において、循環ポンプ８０の駆動が開始される。また、電磁弁ＥＶ５が閉弁される。このとき、燃料電池システム１１０の各管路の連通状態は図１４に実線で示す状態となる。具体的には、図１３の通常発電状態から電磁弁ＥＶ５を閉弁することにより、燃料分岐排出管路１８の連通が遮断される。これにより、セルスタック３０から排出される余剰改質ガスは、排気管路２１から排出されず、すべて循環管路４０に導入される。そして、この余剰改質ガスは、循環ポンプ８０の駆動によって、循環管路４０、燃料導入管路１５、改質器２０、セルスタック３０、燃料排出管路１７から成る閉空間内を強制的に循環させられる。ステップＳ２０３の処理が完了するとステップＳ２０４に進む。
【００７３】
ステップＳ２０４では、セルスタック３０の温度（セルスタック温度）が３００℃以下か否かが判定される。判定の結果、セルスタック温度が３００℃より高い場合（Ｓ２０４のＮｏ）にはステップＳ２０５に進み、セルスタック温度が３００℃以下である場合（Ｓ２０４のＹｅｓ）にはステップＳ２０６に進む。なお、ステップＳ２０４で閾値として用いる３００℃という温度は、第１実施形態と同様に酸化抑制温度の一例である。
【００７４】
ステップＳ２０５では、ステップＳ２０４の判定の結果、システム停止状態であり、かつ、セルスタック温度が３００℃より高い状態であるので、電磁弁ＥＶ６がクローズ状態に制御される。このとき、燃料電池システム１１０の各管路の連通状態は図１４に実線で示す状態となる。具体的には、図１３の通常発電状態から電磁弁ＥＶ６を閉弁することにより、蓄熱剤封入部５２と蓄水タンク６０との間の連通が遮断される。これにより、蓄熱剤封入部５２の内部の蓄熱剤５３の水蒸気による発熱が行われない状態となっている。セルスタック３０、改質器２０及び蒸発部５０の温度はすべて３００℃以上となっている。ステップＳ２０５の処理が完了すると本制御フローを終了する。
【００７５】
ステップＳ２０６では、ステップＳ２０４の判定の結果、セルスタック温度が３００℃以下の状態であるので、引き続きセルスタック温度が２５０℃以下か否かが判定される。判定の結果、セルスタック温度が２５０℃より低い場合（Ｓ２０６のＹｅｓ）にはステップＳ２０７に進む。セルスタック温度が２５０℃より高い場合（Ｓ２０６のＮｏ）には、セルスタック温度が２５０℃〜３００℃の所定範囲内に収まっている状態であるので、今回の処理では本制御フローを終了する。なお、ステップＳ２０６で閾値として用いる２５０℃という温度は、第１実施形態と同様に最低維持温度の一例である。
【００７６】
ステップＳ２０７では、ステップＳ２０６の判定の結果、セルスタック温度が２５０℃以下の状態であるので、電磁弁ＥＶ６がオープン状態に制御される。このとき、燃料電池システム１１０の各管路の連通状態は図１５に実線で示す状態となる。具体的には、電磁弁ＥＶ６を開弁することにより連通管路５４が連通し、蓄水タンク６０に貯留されている水が気化して連通管路５４を通って蓄熱剤封入部５２に導入される。これにより蓄熱剤封入部５２の内部の蓄熱剤５３には、吸湿による発熱反応が起こり、蓄熱剤は４００℃程度に加熱される。この蓄熱剤５３の発熱により、流通管路５１に導入される余剰改質ガスが加熱される。蒸発部５０から出力された加熱された余剰改質ガスは循環管路４０を循環して改質器２０及びセルスタック３０と熱交換する。この熱交換により、改質器２０及びセルスタック３０を加温することができる。ステップＳ２０７の処理が完了すると本制御フローを終了する。
【００７７】
つまり、加温制御では、セルスタック温度が所定の最低維持温度（２５０℃）以下になったときは電磁弁ＥＶ６を開弁して蒸発部５０により余剰改質ガスを加熱して、セルスタック温度を昇温させる。一方、セルスタック温度が所定の酸化抑制温度（３００℃）以上となったときは電磁弁ＥＶ６を閉弁して蒸発部５０による余剰改質ガスの加熱を中止し、セルスタックの加温を中止する。このようにセルスタック温度に応じた電磁弁ＥＶ６の制御によって、加温制御ではセルスタック温度を２５０℃〜３００℃に維持することができる。
【００７８】
第２実施形態の燃料電池システム１１０では、蒸発部５０と、循環ポンプ８０とが、システム停止中に改質器２０及びセルスタック３０を保温するための余剰改質ガスの内部循環流を循環管路４０の内部に形成する循環流形成部として機能する。つまり、第２実施形態の燃料電池システム１１０は、第１実施形態の燃料電池システム１０と同様に循環流形成部を備えるので、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。
【００７９】
なお、循環ポンプ８０の電源となる熱発電素子７２は、例えば太陽光により電力を生成する太陽電池のように熱以外に起因して電力を発生させることができる発電素子に置き換えることも可能である。また、蓄電池や外部電力を循環ポンプ８０の電源としてもよい。
【００８０】
また、第１実施形態において図８を参照して説明したように、蒸発部５０をヒーター７０に置き換えることもできる。
【００８１】
また、第１実施形態において説明したのと同様に、第２実施形態の燃料電池システム１１０内の各管路に設けられる電磁弁ＥＶ５，ＥＶ６は、これらが設けられる管路の連通状態と遮断状態とを切り替えることができる連通遮断部であればよく、例えば、サーモスタットのように温度に応じて流量制御が可能な他の機器に置き換えることも可能である。
【００８２】
以上、具体例を参照しつつ本発明の実施の形態について説明した。しかし、本発明はこれらの具体例に限定されるものではない。すなわち、これら具体例に、当業者が適宜設計変更を加えたものも、本発明の特徴を備えている限り、本発明の範囲に包含される。例えば、前述した各具体例が備える各要素及びその配置、材料、条件、形状、サイズなどは、例示したものに限定されるわけではなく適宜変更することができる。また、前述した各実施の形態が備える各要素は、技術的に可能な限りにおいて組み合わせることができ、これらを組み合わせたものも本発明の特徴を含む限り本発明の範囲に包含される。
【符号の説明】
【００８３】
１０，１０Ａ，１０Ｂ，１１０：燃料電池システム
２０：改質器
２５，１２５  制御装置
３０：セルスタック
４０：循環管路
５０蒸発部（加熱部、循環流形成部）
５３  蓄熱剤
５４  連通管路
６１  純水貯留部（液体貯留部、循環流形成部）
７０：ヒーター（加熱部、循環流形成部）
７２  熱発電素子（発電素子）
８０：循環ポンプ（循環流形成部）
ＥＶ１，ＥＶ２，ＥＶ３，ＥＶ４，ＥＶ５，ＥＶ６：電磁弁（連通遮断部）
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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