JP2008198400A - 燃料電池発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】システム構成を簡素化してコスト低減を図り、イオン交換樹脂への負荷低減、長時間の連続使用と詰め替え頻度の低減を実現して経済性を向上させ、さらには改質水への硫黄化合物の流出を防止して優れた信頼性を発揮する燃料電池発電システムを提供する。
【解決手段】複合熱交換器１３には、凝縮水タンク１４、電池冷却水タンク３０、純水タンク３１が一体的に形成されている。これらのタンク１４、３０、３１は、純水タンク３１から溢れる余剰水が電池冷却水タンク３０へ導かれ、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燃料電池発電システム系外へ排出されるように、その水位が調整されている。純水タンク３１内の水は改質水３として燃料改質系２へと供給され、電池冷却水タンク３０内の電池冷却水１８は燃料電池本体５へと循環供給される。
【選択図】図１

Description

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。

一般に、燃料電池発電システムは、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り、高い効率で電気エネルギーを取り出すことができる。しかも、低騒音で、且つ有害な排ガスを出さないという環境性に優れたシステムである。したがって高い注目を集めており、特に最近では、電解質に固体高分子電解質膜を用いた小型の燃料電池発電システムが、小規模事業用向けや家庭用として開発され、運用され始めている。

家庭用などの燃料電池発電システムは、電力と発電に伴う排熱を供給する熱電併給であり、いわゆるコージェネレーションシステムとして使用される。現在は、燃料供給基盤が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から、水蒸気との改質反応により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技術開発が進められており、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が望まれている。

ところで、燃料電池発電システムでは、化学反応で発熱した燃料電池を所定の動作温度に維持するための電池冷却水が流れている。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改質水の安定供給が不可欠である。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するので、排ガスの冷却に伴って凝縮水が生成されている。すなわち、燃料電池発電システムには、これら電池冷却水、改質水または凝縮水を処理する水処理系が必要であり、水処理系は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となっている。

例えば、水処理系のうち、電池冷却水を処理する電池冷却水系では、冷却水を循環ポンプにより燃料電池へ供給し、燃料電池を通過した電池冷却水は熱交換器によって冷却した後にタンクに戻す循環系となっている。循環される電池冷却水は、導電率が増加すると、燃料電池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生じる。このため、電池冷却水系では電池冷却水の導電率を常に低くする処理が求められている。

ここで、図３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３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。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、各構成要素を説明していく。

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の原燃料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。

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。

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。

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。

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。

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中の炭酸ガスが低減される。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。

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。

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により電池冷却水１８として再び燃料電池本体５に供給されると同時に、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。こ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を少なくする、あるいは無くすことが可能であり、システム効率の向上に寄与することができる。

ところで、前述したように循環系である電池冷却水系では、電池冷却水の導電率を常に低くしなくてはならない。水処理系を流れる水中の導電率を増加させる要因としては、炭化水素系燃料を水蒸気改質して得られる水素リッチガスを燃料とする燃料電池発電システムの場合、図３に示した例にそくして言えば、燃料改質系２を有する発電システムの場合、次のようなことが考えられる。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。

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る。

そこで特許文献１に記載された燃料電池システムの水処理装置では、イオン交換樹脂などが充填された導電率低減装置が設置されており、燃料電池からの排ガスや改質器からの燃焼排ガスから生成される凝縮水に対し導電率低減処理を実施している。しかしながら、電池冷却水系にとけ込む炭酸ガスが多量となると、イオン交換樹脂による導電率低減処理が間に合わず、電池冷却水の導電率が増大して燃料電池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った。

そこで、特許文献２記載の技術では、以下の構成により、電池冷却水系の導電率低減を図っている。すなわち、図３に示すように、アノード排ガス凝縮水１１、改質器バーナ１２からの燃焼排ガス凝縮水３９、カソード排ガス凝縮水４０、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方向に分流して１８ａ、１８ｂとする。

そして、分流した一方の水系１８ａに、燃料電池出口温度より低温にするための熱交換器２２を設置し、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を設けている。また、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を設置している。

このような構成をとる特許文献２記載の技術では、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、しかも電池冷却水１８を分流することでイオン交換樹脂２３の負荷を抑制することができる。
特開２００５−１２９３３４号公報 特願２００６−８０３６号公報

しかしながら、上述した特許文献２の燃料電池発電システムには、次のような課題があった。まず、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装置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。

第２の課題として、電池冷却水１８を２方向に分流したので、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に溜まる凝縮水に予期せぬ多くの不純物が含まれていた場合、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り、結果として電池の性能低下を招いていた。

このように、従来技術ではイオン交換樹脂への負荷が大きく、長時間の連続使用が困難であり、イオン交換樹脂の詰め替えを頻繁に実施しなくてはならず、経済的に不利であった。この課題を解決すべく、特許文献１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、この場合は水質浄化する水量が凝縮水のみとなるので、電池冷却水の浄化が困難となる。

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を劣化させる。すなわち、導電率低減要因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望まれていた。

本発明は、上記の課題を解決するために提案されたものであり、システム構成を簡素化してコスト低減を図り、イオン交換樹脂への負荷低減、長時間の連続使用と詰め替え頻度の低減を実現して経済性を向上させ、さらには改質水への硫黄化合物の流出を防止して優れた信頼性を発揮する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。

本発明は、上記目的を達成するために、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が設置されると共に、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し、且つ所定の動作温度に維持するための電池冷却水を流通させる燃料電池本体が設けられた燃料電池発電システムにおいて、前記燃料改質系ガス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の水質を浄化させる水質浄化装置と、前記電池冷却水を溜める電池冷却水タンクと、前記水質浄化装置にて浄化された水を溜める純水タンクが配置され、前記凝縮水タンク前記電池冷却水タンクおよび前記純水タンクは、前記純水タンクから溢れる余剰水が前記電池冷却水タンクへ導かれ、前記電池冷却水タンクから溢れる余剰水が前記凝縮水タンクへ導かれ、前記凝縮水タンクから溢れる余剰水が燃料電池発電システム系外へ排出されるように各タンクの水位が調整され、さらに前記純水タンク内の水を改質水として前記燃料改質系へと供給するように配管され、前記電池冷却水タンク内の電池冷却水を前記燃料電池本体へと供給するように配管されたことを特徴とするものである。

以上のような構成を有する本発明では、燃料改質系または燃料電池本体から得られる凝縮水を凝縮水タンクに溜め、この凝縮水タンクから水質浄化装置を経由して水質浄化を行った水を純水タンクへと送り、純水タンクの水を改質水として燃料改質系へと供給する。つまり改質水系にだけ水質浄化装置を設置しており、電池冷却水系には水質浄化装置を設置する必要がない。このため、改質水系と電池冷却水系の両方に水質浄化装置を取り付けた場合と比べて、システム構成を簡略化することができ、コストの低減が実現した。

また、電池冷却水は生成された凝縮水と混在させることなく、専用のタンクに溜めておき、このタンクのみから燃料電池本体へ供給している。その際、電池冷却水タンクへの水補給は、水質の高い純水タンクからの余剰水を取り入れることで実施される。したがって、電池冷却水タンクに溜められる水の水質を高く維持することが容易であり、電池冷却水の導電率低減に貢献することができる。しかも、凝縮水タンクから溢れる余剰水は燃料電池発電システム系外へ排出されるので、水質浄化装置に多量の凝縮水が送られることが無く、水質浄化装置の負荷を軽減することが可能である。

本発明の燃料電池発電システムによれば、凝縮水タンクに溜めた凝縮水を水質浄化装置にて浄化して純水タンクに送り、純水タンク内の水だけを改質水として燃料改質系へ供給し、電池冷却水タンク内の電池冷却水を前記燃料電池本体へと供給し、純水タンクの余剰水を電池冷却水タンクへと流すことによって、システム構成の簡素化を果たし、燃料電池冷却水および改質水の水質を効率よく向上させることができ、優れた信頼性・経済性を発揮することができる。

（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３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。

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、複合熱交換器１３、水質浄化装置３３、脱炭酸塔１９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３の従来技術と同様であるため、重複部分に関しては説明を省き、相違点だけを述べる。

図３の従来技術との相違点としては、本実施形態の燃料改質系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を得るようになっている。改質ガス凝縮水３２は複合熱交換器１３の凝縮水タンク１４へと導入される。つまり凝縮水タンク１４に集められる凝縮水は、この改質ガス凝縮水３２と、アノード排ガス凝縮水１１、燃焼排ガス凝縮水３９、カソード排ガス凝縮水４０である。なお、符号４１は、凝縮水タンク１４に溜められ、タンク１４から流れ出る凝縮水を示している。

複合熱交換器１３は、本実施形態の特徴的な構成要素であって、下部に設けられた凝縮水タンク１４に隣接して電池冷却水タンク３０、純水タンク３１が一体的に形成されている。なお、タンク１４、３０、３１の貯水槽には、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。

凝縮水タンク１４、電池冷却水タンク３０および純水タンク３１の水位は、純水タンク３１から溢れる余剰水が電池冷却水タンク３０へ導かれ、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燃料電池発電システム系外へ排出されるように調整されている。

純水タンク３１に溜められた水は、水質浄化装置３３で水質が浄化された純水４２であってポンプ２５を介して、改質水３として燃料改質系２へ供給するように配管されている。また、電池冷却水タンク３０に溜められた水は、燃料電池本体５を最適な動作温度に維持するための循環水であって、電池冷却水１８として燃料電池本体５へ循環供給される。なお、電池冷却水１８は燃料電池本体５から出た後、脱炭酸塔１９、熱交換器２２を経由して電池冷却水タンク３０へと戻るようになっている。

また、複合熱交換器１３には、図３の従来例と同じく、燃焼排ガス１５、カソード排ガス１７が導入され、これら排ガス１５、１７が熱交換器１６で冷却されるようになっている。熱交換器１６の下方には下側に向かって傾斜する仕切り板３７が取り付けられている。仕切り板３７の縁部は凝縮水タンク１４上方に配置されている。

さらに、凝縮水タンク１４にはポンプ３５および熱交換器３６を介して水質浄化装置３３が接続されている。水質浄化装置３３は凝縮水タンク１４から流出された凝縮水４１を受け取り、凝縮水４１の水質を浄化させて純水４２を生成する装置であって、純水４２を純水タンク３１へと送り出すように構成されている。

より詳しくは、水質浄化装置３３の上流側（図１中の下側）には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）には陰イオン交換樹脂２３ｂが充填されており、上昇流で通水するように配置されている。なお、水質浄化装置３３から純水タンク３１への純水供給量は、純水タンク３１から改質水３として燃料改質系２へと供給する改質水供給量（つまり純水排出量）よりも多く設定されている。また、凝縮水タンク１４と水質浄化装置３３の間には、凝縮水タンク１４から水質浄化装置３３へと送られる凝縮水４１を冷却するための熱交換器３６が設けられている。

ところで、凝縮水タンク１４には排水管３４がタンク底面部から挿入、接続されており、排水管３４にて凝縮水タンク１４の余剰水を燃料電池発電システム系外へ排出するようになっている。さらに、排水管３４には、燃料改質系２から改質ガス凝縮水３２が送られる配管４７が接続されており、燃料電池発電システムが発電運転中、凝縮水タンク１４の水が余剰な場合は、排水管３４を通って改質ガス凝縮水３２がシステム系外へ導かれ、凝縮水タンク１４の水が不足している場合のみ配管４７を通って凝縮水タンク１４へと改質ガス凝縮水３２が導入されるようになっている。

脱炭酸塔１９は図３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。

［ガスと水の流れ］
こ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。まず、原燃料Ｆが燃料電池パッケージ１の燃料改質系２に送られて改質ガス４が生成され、燃料電池本体５アノード５ａに導入されて燃料となり、カソード５ｂ側の酸素と共に発電で消費される。

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で排熱回収循環水１０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、燃料改質系２の改質器バーナ１２の燃料入口へと導入、燃焼され、燃焼排ガス１５は複合熱交換器１３へ送られる。また、熱交換器８にて生成された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に送られる。

一方、燃料電池本体５カソード５ｂから排出された低酸素濃度のカソード排ガス１７は、脱炭酸塔１９を経由して複合熱交換器１３に導かれる。複合熱交換器１３に導入された排ガス１５、１７は、熱交換器１６で冷却されて凝縮水３９、４０が除去される。これら排ガス１５、１７の凝縮水３９、４０は、熱交換器１６で冷却されて結露し、熱交換器１６下方の仕切り板３７に落下し、これを伝って複合熱交換器１３内の凝縮水タンク１４へと流れ込む。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。

上述したように、凝縮水タンク１４へは、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、改質器バーナ１２からの燃焼排ガス１５を冷却して得た燃焼排ガス凝縮水３９と、電池カソード排ガス１７を冷却して得たカソード排ガス凝縮水４０が貯水される。これら凝縮水タンク１４に溜められた凝縮水１１、３２、３９、４０は、ポンプ３５を介して熱交換器３６へと送られ、ここで温度が低減された後、水質浄化装置３３へ供給される。なお、熱交換器３６の冷熱源としては、熱交換器８を出た排熱回収循環水１０やカソード５ｂに導入する前の空気などが使われる。

水質浄化装置３３へ供給された凝縮水タンク１４からの凝縮水４１は、陰イオン交換樹脂２３ｂおよび陽イオン交換樹脂２３ａを通過することで陽イオンおよび陰イオンが除去されて純水４２となり、純水タンク３１へと供給される。純水タンク３１内に溜まった純水４２は、ポンプ２５を介して改質水３として燃料改質系２へ供給される。また、純水タンク３１に所定以上の純水４２が溜まった場合は、余剰分はタンク３１から溢れ出て、隣接する電池冷却水タンク３０へと流れ込む。

電池冷却水タンク３０内の循環水は電池冷却水１８として燃料電池本体５へと循環導入される。燃料電池本体５を出た電池冷却水１８は、カソード排ガス１７と共に脱炭酸塔１９へ導入されて水中の炭酸ガスが低減され、熱交換器２２で温度が低減された後、再び電池冷却水タンク３０へと戻される。電池冷却水タンク３０の循環水は、純水タンク３１から溢れ出した純水４２により、燃料電池本体５および脱炭酸塔１９で失った水が補充される。また、電池冷却水タンク３０において余剰な水は、タンク３０の壁面を乗り越えて凝縮水タンク１４に溢れ出す。

燃料電池発電システムが発電運転中、凝縮水タンク１４の凝縮水が余剰な場合には、排水管３４を通ってシステム系外へと流れ出す。なお、凝縮水タンク１４の水が不足している場合には、燃料改質系２から配管４７、排水管３４を経由して改質ガス凝縮水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が不足していなければ、タンク１４内に導入されることなく、タンク１４の手前で排水管３４からシステム系外へと排出される。

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１０の熱交換器８、熱交換器１６、熱交換器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。

［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、本実施形態では、凝縮水タンク１４から水質浄化装置３３を経由して水質浄化を行った純水４２を純水タンク３１に送り、純水４２のみを改質水３として利用している。本実施形態では改質水系にだけ水質浄化装置３３を含んでいることになり、電池冷却水系には水質浄化装置を設置していない。したがって、両方の水系に水質浄化装置を取り付けた場合に比べて、システム構成を簡略化でき、製造コストを大幅に低減できる。

また、電池冷却水１８を溜めている電池冷却水タンク３０には、水質の高い純水タンク３１側から純水４２が補給されることはあっても、水質の低い凝縮水タンク１４からの凝縮水４１が流れ込むことはない。しかも、本実施形態では純水タンク３１から改質水３として供給される水量（純水排出量）よりも、水質浄化装置３３から純水タンク３１への供給される水量の方が上回るように設定してあるので、純水タンク３１から溢れる純水４２の余剰水量は多い。

このため、純水タンク３１から電池冷却水タンク３０へ純水４２を十分に溢れさせることが可能である。また更に、電池冷却水タンク３０から凝縮水タンク１４へは余剰な電池冷却水１８を溢れさせている。したがって、電池冷却水１８を効率よく浄化することができる。これにより、電池冷却水１８の水質向上を図ることができ、電池冷却水１８の導電率を常に低く維持することが可能である。

さらに、凝縮水タンク１４から溢れる凝縮水４１の余剰水は燃料電池発電システム系外へ排出されるので、凝縮水タンク１４から水質浄化装置３３に送られる凝縮水を最小限の量に抑えることができ、水質浄化装置３３への負荷は少なくて済む。しかも、凝縮水タンク１４に溜められる凝縮水のうち、改質ガス凝縮水３２は、燃料改質系２で発生するアンモニアなどの不純物を最も多く含むが、この凝縮水に関しては、凝縮水タンク１４内の凝縮水が不足している場合に限り凝縮水タンク１４に導入されるので、実際には改質ガス凝縮水３２の流入量は極めて少なくて済む。

したがって、凝縮水タンク１４内に溜められる凝縮水４１の水質は、改質ガス凝縮水３２より高く、水質浄化装置３３に充填されたイオン交換樹脂２３の負荷を低減することができる。このため、水質浄化装置３３を長時間連続して使用でき、イオン交換樹脂の詰め替えを頻繁に行う必要もない。これにより、水質浄化装置３３の小型化および長寿命化が可能となり、メンテナンスも容易となって、経済的に有利である。

さらに、脱炭酸塔１９において、燃料電池本体５を出た直後の高温の電池冷却水１８と、空気より酸素濃度の低いカソード排ガス１７を気液接触させている。このため、平衡上、電池冷却水１８中の炭酸ガス除去量が空気と接触させるよりも多くなり、溶存酸素の量も少なくなる。これにより、電池冷却水タンク３０より凝縮水タンク１４へ溢れ出した水中の炭酸イオンおよび溶存酸素が少なくなり、水質浄化装置３３に充填されたイオン交換樹脂２３ａ、２３ｂの負荷を低減することができると同時に、酸化によるイオン交換樹脂２３ａ、２３ｂの分解が抑制される。

また、水質浄化装置３３の上流に高架橋度の陽イオン交換樹脂２３ａを、下流に陰イオン交換樹脂２３ｂを充填することにより、たとえ陽イオン交換樹脂２３ａの官能基である硫黄化合物が酸化分解して流出したとしても、下流の陰イオン交換樹脂２３ｂで除去することが可能であり、改質水３となる純水４２には硫黄分が含まれることがない。したがって、燃料改質系２に改質水３を供給しても、燃料改質系２内に配置された改質触媒を被毒することがない。

しかも、水質浄化装置３３へは上昇流で通水しているので、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い。以上の効果により、長期間に亘って、電池冷却水１８の導電率を低く維持することができ、かつ改質系触媒の被毒成分となる硫黄化合物を改質水３へ流出する心配ない。これにより、信頼性の高い燃料電池発電システムを提供することができる。

（他の実施形態）
なお、本発明は上記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は適宜変更可能である。例えば、図２に示す貯水タンク４５は、図１の複合熱交換器１３の下部と同じく、凝縮水タンク１４、電池冷却水タンク３０および純水タンク３１が一体的に形成されたものであるが、電池冷却水タンク３０における余剰水の流出入部分の配置構成を限定している。

すなわち、電池冷却水タンク３０において、凝縮水タンク１４へ余剰水を排水する循環水排出部４４は電池冷却水１８が戻ってくる流入口４６付近に配置されており、純水タンク３１からの余剰純水を取り入れる純水導入部４３は循環水排出部４４と最も離れた対角線上に配置されている。なお、本貯水タンク４５の上面は、密閉されていてもよいし、改質器燃焼排ガスおよび燃料電池カソード排ガスの潜熱回収熱交換器が、上部に一体化して配置され、前記熱交換器で結露した凝縮水が直接凝縮水タンクに溜められる構造としてもよい（図示せず）。

このような実施形態では、電池冷却水タンク３０に対して電池冷却水１８が戻る流入口４６は、純水導入部４３からは離れており、循環水排出部４４とは近い。このため、電池冷却水タンク３０に溜められた循環水のうち、純水導入部４３に近い高水質の水は電池冷却水タンク３０内に長くとどまることができ、反対に、流入口４６からタンク３０内に戻ったばかりの比較的水質の低い水が凝縮水タンク１４に流れ易くなっている。これにより、水質浄化装置を電池冷却水系側に独立して取り付けなくても、タンク３０に溜められた電池冷却水１８の水質を高いレベルにキープすることができる。したがって、水質浄化装置を増やしてコスト負担を大きくすることなく、電池冷却水の導電率を低く抑えることが可能となり、優れた経済性・信頼性を得ることができる。

本発明の代表的な実施形態の構成図。 本発明の他の実施形態における貯水タンクの斜視図。 従来の燃料電池発電システムの構成図。

符号の説明

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…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
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…イオン交換樹脂塔
２５…改質水ポンプ
２６…活性炭塔
２７…イオン交換樹脂塔
３０…電池冷却水タンク
３１…純水タンク
３２…改質ガス凝縮水
３３…水質浄化装置
３４…排水管
３５…ポンプ
３７…仕切り板
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
４１…凝縮水タンクから流出する凝縮水
４２…純水
４３…純水導入部
４４…循環水排出部
４５…貯水タンク
４６…流入口
４７…配管

Claims (9)

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し、且つ所定の動作温度に維持するための電池冷却水を流通させる燃料電池本体が設けられた燃料電池発電システムにおいて、
   前記燃料改質系ガス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の水質を浄化させる水質浄化装置と、
   前記電池冷却水を溜める電池冷却水タンクと、
   前記水質浄化装置にて浄化された水を溜める純水タンクが配置され、
   前記凝縮水タンク前記電池冷却水タンクおよび前記純水タンクは、前記純水タンクから溢れる余剰水が前記電池冷却水タンクへ導かれ、前記電池冷却水タンクから溢れる余剰水が前記凝縮水タンクへ導かれ、前記凝縮水タンクから溢れる余剰水が燃料電池発電システム系外へ排出されるように各タンクの水位が調整され、
   さらに前記純水タンク内の水を改質水として前記燃料改質系へと供給するように配管され、
   前記電池冷却水タンク内の電池冷却水を前記燃料電池本体へと供給するように配管されたことを特徴とする燃料電池発電システム。
2. 前記水質浄化装置から浄化された水を前記純水タンクへと供給する浄化水供給量の方が、前記純水タンクから改質水として前記燃料改質系へと供給する改質水供給量よりも多く設定され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。
3. 前記凝縮水生成手段として、前記燃料改質系内のプロセスガスを冷却して改質ガス凝縮水を得る手段、前記燃料改質系で燃焼した燃焼排ガスを冷却して燃焼排ガス凝縮水を得る手段、前記燃料電池本体の前記アノードから排出したアノード排ガスを冷却してアノード排ガス凝縮水を得る手段、および前記燃料電池本体の前記カソードから排出したカソード排ガスを冷却してカソード排ガス凝縮水を得る手段のうち、少なくとも一つが設けられ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。
4. 前記凝縮水タンク、前記純水タンクおよび前記電池冷却水タンクは同一の容器に一体的に形成され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。
5. 前記凝縮水生成手段は、前記燃料改質系ガスまたは前記燃料電池本体から排出される排ガスの潜熱を回収する熱交換器から構成され、且つ前記凝縮水タンクの上方に配置されたことを特徴とする請求項１〜４のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
6. 前記電池冷却水中の炭酸ガスを前記カソード排ガスとの気液接触により除去するための脱炭酸装置が設けられ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。
7. 前記水質浄化装置には、少なくとも架橋度が１０％以上である陽イオン交換樹脂が上流側に充填され、陰イオン交換樹脂が下流側に充填され、上昇流で通水するように配置され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。
8. 前記凝縮水タンクから前記水質浄化装置に送る凝縮水を冷却するための熱交換器または放熱器が設けられた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。
9. 前記凝縮水生成手段として、前記燃料改質系内のプロセスガスを冷却して改質ガス凝縮水を得る手段が設けられ、
   前記改質ガス凝縮水生成手段と前記凝縮水タンクは前記凝縮水タンク溜められる凝縮水が所定の量よりも不足している場合にのみ、前記改質ガス凝縮水が前記凝縮水タンクへと導入されるように配管接続されたことを特徴とする請求項１〜８のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。

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