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WO2011052233A1 - 燃料電池コージェネレーションシステム - Google Patents

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WO2011052233A1
WO2011052233A1 PCT/JP2010/006434 JP2010006434W WO2011052233A1 WO 2011052233 A1 WO2011052233 A1 WO 2011052233A1 JP 2010006434 W JP2010006434 W JP 2010006434W WO 2011052233 A1 WO2011052233 A1 WO 2011052233A1
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WO
WIPO (PCT)
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hot water
fuel cell
cogeneration system
cell cogeneration
heat medium
Prior art date
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Application number
PCT/JP2010/006434
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English (en)
French (fr)
Inventor
聡 松本
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Panasonic Corp
Original Assignee
Panasonic Corp
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Publication date
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Priority to US13/143,653 priority patent/US20110269041A1/en
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Definitions

  • the present invention relates to a fuel cell cogeneration system that generates hot water by recovering and using heat generated with power generation of a fuel cell.
  • Fuel cells generate electrical energy through direct reaction of hydrogen and oxygen, and are expected to be clean power generators that have high power generation efficiency and emit almost no air pollutants.
  • a fuel cell cogeneration system that recovers and uses heat generated during power generation for hot water supply, heating, etc. has high overall energy efficiency and is expected to spread as an energy saving device.
  • a conventional fuel cell cogeneration system has a configuration as shown in FIG.
  • the fuel cell cogeneration system includes a fuel cell 51, a hydrogen production device 52, and an air blower 67.
  • the fuel cell 51 includes an anode 62 and a cathode 63.
  • hydrogen produced by the hydrogen production device 52 is supplied to the anode 62
  • oxygen in the air from the air blower 67 is supplied to the cathode 63
  • the supplied hydrogen and oxygen react electrochemically to generate electricity. Is done.
  • the hydrogen production apparatus 52 is configured to produce hydrogen by reforming a raw material gas such as methane with steam or the like.
  • the fuel cell 51 has a cooling water flow path 64, and a cooling water circulation path 58 is connected to the cooling water flow path 64.
  • a cooling water heat exchanger 57 and a cooling water circulation pump 60 are provided in the middle of the cooling water circulation path 58.
  • the cooling water heat exchanger 57 is often a plate type or shell and tube type heat exchanger.
  • the fuel cell cogeneration system includes a hot water storage tank 53, a hot water circulation pump 54, an exhaust gas heat exchanger 55, a cathode offgas heat exchanger 56, and a cooling water heat exchanger 57.
  • the hot water storage water circulation path 59 is provided so as to connect the hot water storage tank 53, the hot water storage water circulation pump 54, the exhaust gas heat exchanger 55, the cathode offgas heat exchanger 56, and the cooling water heat exchanger 57 in this order.
  • the hot water storage tank 53 is configured to heat hot water.
  • Hot water is generally city water that is supplied from a water supply pipe to a hot water storage tank 53 and stored therein. In addition to sterilizing components such as chlorine, hardness components such as calcium and magnesium are contained. There is.
  • the hardness components tend to precipitate as scale as the water temperature rises, the hardness components are stored in the hot water circulation path when the temperature of the hot water is high to some extent (for example, 75 to 90 ° C.). There is a possibility of depositing as a scale on the surface of the pipe constituting 59 and gradually clogging the flow path (pipe). In particular, the vicinity of the outlet of the cooling water heat exchanger 57 in the hot water circulation circuit 59 is the hottest portion of the hot water circulation circuit 59, so there is a high possibility that scale will occur.
  • heat pump water heaters aimed at improving durability against scales and water heaters aimed at periodically removing scales are known (see, for example, Patent Document 2 and Patent Document 3).
  • the average flow rate of the water channel when flowing from the water channel to the end of the hot water supply is about four times or more than the average flow rate of the water channel when storing hot water from the water channel to the hot water storage tank.
  • the deposited scale is washed away.
  • the circulation means for circulating the heat exchange liquid is fully rotated to thereby turn the refrigerant-to-water heat exchanger inside. The scale is being removed.
  • the present invention solves the above-mentioned conventional problems, and provides a fuel cell cogeneration system that suppresses precipitation of hardness components, avoids instability of power generation of the fuel cell, and improves reliability. Objective.
  • a fuel cell cogeneration system includes a fuel cell that generates power by reacting a fuel gas and an oxidant gas, a hot water storage tank that stores hot water, and heat exchange with the fuel cell.
  • a heat medium circulation path through which a heat medium is circulated, a hot water circulation path in which the hot water flowing out of the hot water storage tank is heat-exchanged with the heat medium and returned to the hot water storage tank, and the hot water in the hot water circulation path A hot water circulating pump that circulates, and a controller, wherein the controller circulates the hot water at an operation amount that is larger than a maximum operation amount during power generation of the fuel cell while the operation of the fuel cell cogeneration system is stopped. It is comprised so that the hot water storage forced circulation operation which operates a pump may be performed.
  • the fuel cell cogeneration system of the present invention it is possible to suppress the precipitation of scale and to avoid the instability of power generation in the fuel cell, thereby improving the operation reliability.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a fuel cell cogeneration system according to Embodiment 1 of the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a fuel cell cogeneration system according to Embodiment 2 of the present invention.
  • FIG. 3 is a flowchart schematically showing the hot water forced circulation operation of the fuel cell cogeneration system according to the second embodiment.
  • FIG. 4 is a flowchart schematically showing hot water forced circulation operation of the fuel cell cogeneration system according to the third embodiment.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a fuel cell cogeneration system according to Embodiment 4 of the present invention.
  • FIG. 6 is a flowchart schematically showing hot water forced circulation operation of the fuel cell cogeneration system according to the fourth embodiment.
  • FIG. 7 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a fuel cell cogeneration system according to Embodiment 5 of the present invention.
  • FIG. 8 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a conventional
  • a fuel cell that generates power by reacting a fuel gas and an oxidant gas, a hot water storage tank that stores hot water, and a heat medium that exchanges heat with the fuel cell circulate.
  • a hot water circulation path for circulating the hot water stored in the hot water circulation path, and a hot water circulation path for exchanging heat with the heat medium and returning the hot water flowing out of the hot water storage tank to the hot water storage tank.
  • a controller operates the hot water circulating pump to operate the hot water circulating pump with an operation amount larger than a maximum operation amount during power generation of the fuel cell while the operation of the fuel cell cogeneration system is stopped. It is configured to perform forced circulation operation.
  • the fuel cell cogeneration system is being shut down refers to the period from when the controller starts the fuel cell cogeneration system shutdown process until the next fuel cell cogeneration system is started. A period.
  • the hot water flowing out of the hot water storage tank flows through the hot water circulation circuit at a flow rate higher than the maximum flow rate during power generation of the fuel cell, so that the hardness component contained in the city water stays inside the heat medium heat exchanger. And accumulation can be suppressed, and clogging of the flow path due to scale generation and adhesion can be suppressed. Furthermore, even if the temperature of the heat medium that exchanges heat with the fuel cell fluctuates significantly as the flow rate of the hot water is increased, the hot water forced circulation operation for removing the scale is performed while the fuel cell cogeneration system is stopped. As a result, instability of power generation in the fuel cell is avoided, and the reliability of operation can be improved. Therefore, a fuel cell cogeneration system with excellent reliability can be provided.
  • a fuel cell cogeneration system is the first aspect, wherein the controller is in a state where the operation of the fuel cell cogeneration system is stopped and the hot water storage tank is fully charged. The hot water storage water forced circulation operation is performed.
  • forced hot water circulation operation can be performed without destroying the temperature stratification, which is the temperature layer of the hot water formed in the hot water tank, realizing a fuel cell cogeneration system that is even easier to use. be able to.
  • a fuel cell cogeneration system is configured such that, in the first aspect, the controller periodically performs the hot water forced circulation operation.
  • a fuel cell cogeneration system is the heat medium heat exchanger according to the first or second aspect, wherein the heat medium in the heat medium circuit and the hot water in the hot water circuit are heat-exchanged.
  • a hot water temperature detector for detecting the temperature of the hot water flowing out of the heat medium heat exchanger, and the controller has a temperature detected by the hot water temperature detector exceeding a first predetermined temperature. The hot-water storage water forced circulation operation is performed until the temperature detected by the hot-water storage water temperature detector is equal to or lower than the first predetermined temperature.
  • the fuel cell cogeneration system is the fuel cell cogeneration system according to the fourth aspect, wherein the hot water storage circuit is configured such that the hot water that has been heat-exchanged with the heat medium returns to the upper part of the hot water storage tank, A hot water circulation branch that branches off from the hot water circulation path downstream of the heat medium heat exchanger and is provided so as to return the hot water flowing out of the heat medium heat exchanger to the middle or lower part of the hot water tank, and A flow path switch for switching a destination of the hot water flowing out from the heat medium heat exchanger to the hot water circulation branch or the upper part of the hot water tank, and the controller is configured to exchange the heat medium heat.
  • the hot water flowing out from the storage device is switched to the upper part of the hot water storage tank, and the stored hot water temperature detector Detected temperature If: the second predetermined temperature, to switch to the hot water circulation branch path, controlling the flow switch.
  • the hot water stored in the upper part of the hot water tank can be prevented from flowing in the cold hot water, so that the hot water temperature can be kept high without breaking the temperature stratification formed inside the hot water tank.
  • the hot water storage tank and thus the entire system device can be made compact.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a fuel cell cogeneration system according to Embodiment 1 of the present invention.
  • the fuel cell cogeneration system 100 includes a fuel cell 1, a hot water storage tank 3, a heat medium circulation path 8, a hot water circulation path 9, and a hot water circulation pump 4.
  • Controller 19, and controller 19 operates hot water storage water circulation pump 4 at a flow rate higher than the maximum flow rate at the time of power generation of fuel cell 1 while operation of fuel cell cogeneration system 100 is stopped. It is configured to perform water forced circulation operation.
  • the fuel cell cogeneration system 100 includes a hydrogen production device 2 and an air blower 17.
  • the hydrogen production apparatus 2 includes a combustor 11 and a reformer 18, and is configured to produce hydrogen from a raw material gas such as methane or propane by a reforming reaction using a catalyst (for example, a steam reforming reaction). ing.
  • the hydrogen production apparatus 2 is connected to the inlet of the fuel gas channel 32 of the fuel cell 1 through the fuel gas supply channel 42.
  • the downstream end of the anode off-gas passage 44 is connected to the combustor 11, and the anode off-gas flows from the fuel cell 1 through the anode off-gas passage 44 and is supplied as combustion fuel.
  • a combustion fan is connected to the combustor 11 via an air supply channel (none of which is shown).
  • the combustion fan may have any configuration as long as the combustion air can be supplied to the combustor 11, and may be configured by fans such as a fan and a blower, for example.
  • the supplied off-fuel gas and combustion air are combusted to generate combustion exhaust gas (exhaust gas), and heat is generated.
  • the combustion exhaust gas generated by the combustor 11 is discharged to the combustion exhaust gas flow path 15 after heating the reformer 18 and the like.
  • the flue gas discharged into the flue gas passage 15 is heat-exchanged with the hot water stored in the hot water circulation circuit 9 by the flue gas heat exchanger 5 while flowing through the flue gas passage 15.
  • the combustion exhaust gas heat-exchanged by the exhaust gas heat exchanger 5 is discharged out of the fuel cell cogeneration system 100.
  • the reformer 18 is connected to a raw material gas supply device and a water vapor supply device (each not shown), and the raw material gas and water vapor are supplied to the reformer 18, respectively.
  • the reformer 18 has a reforming catalyst.
  • the reforming catalyst any substance may be used as long as it can catalyze a steam reforming reaction that generates a hydrogen-containing gas from a raw material gas and steam, for example, a catalyst carrier such as alumina.
  • ruthenium catalyst in which ruthenium (Ru) is supported, a nickel catalyst in which nickel (Ni) is supported on the same catalyst carrier, or the like can be used.
  • a hydrogen-containing gas is generated by a reforming reaction between the supplied raw material gas and steam.
  • the generated hydrogen-containing gas flows as a fuel gas through the fuel gas supply channel 42 and is supplied to the fuel gas channel 32 of the fuel cell 1.
  • the hydrogen-containing gas generated in the reformer 18 is sent to the fuel cell 1 as a fuel gas.
  • the present invention is not limited to this, and the inside of the hydrogen production apparatus 2
  • a shifter having a shift catalyst for example, a copper-zinc based catalyst
  • an oxidation catalyst for example, a ruthenium based catalyst
  • the configuration may be such that the hydrogen-containing gas after passing through the carbon monoxide remover having a methanation catalyst (for example, a ruthenium-based catalyst) is sent to the fuel cell 1.
  • the air blower 17 may have any configuration as long as it can supply the oxidant gas (air) to the fuel cell 1 while adjusting the flow rate thereof.
  • the air blower 17 includes fans such as a fan and a blower. It may be.
  • An inlet of an oxidant gas flow path 33 of the fuel cell 1 is connected to the air blower 17 via an oxidant gas supply flow path 43.
  • the fuel cell 1 has an anode 12 and a cathode 13, and the fuel gas supplied to the fuel gas passage 32 is supplied to the anode 12 while flowing through the fuel gas passage 32. Further, the oxidant gas supplied to the oxidant gas flow path 33 is supplied to the cathode 13 while flowing through the oxidant gas flow path 33. The fuel gas supplied to the anode 12 and the oxidant gas supplied to the cathode 13 react to generate electricity and heat.
  • the combustor 11 is connected to the outlet of the fuel gas passage 32 of the fuel cell 1 via the anode offgas passage 44.
  • a cathode offgas channel 16 is connected to the outlet of the oxidant gas channel 33, and a cathode offgas heat exchanger 6 is provided in the middle of the cathode offgas channel 16.
  • the fuel gas that has not been used in the fuel cell 1 is supplied to the combustor 11 as the anode off-gas.
  • the oxidant gas that has not been used in the fuel cell 1 flows through the cathode offgas passage 16 as the cathode offgas and is discharged out of the fuel cell cogeneration system 100.
  • the cathode off gas flows through the cathode off gas flow path 16, the hot water stored in the hot water circulating circuit 9 is heated by the cathode off gas heat exchanger 6.
  • the fuel cell 1 is provided with a cooling flow path 14.
  • a heat medium circulation path 8 is connected to the cooling flow path 14.
  • a heat medium circulation pump 10 and a heat medium heat exchanger 7 are provided.
  • the heat medium circulation pump 10 is configured so that the heat medium flows through the cooling flow path 14 and the heat medium circulation path 8.
  • the heat medium supplied to the cooling flow path 14 recovers the heat generated in the fuel cell 1 (exchanges heat with the fuel cell 1), and the heat medium circulation path 8 To be supplied.
  • the heat medium supplied to the heat medium circulation path 8 flows through the heat medium circulation path 8, the hot water stored in the hot water circulation path 9 is heated by the heat medium heat exchanger 7.
  • water (cooling water), antifreeze liquid for example, ethylene glycol-containing liquid, or the like can be used.
  • the generated electricity is supplied to an external power load (for example, home electrical equipment) by a power regulator (not shown).
  • the fuel cell 1 includes a polymer electrolyte fuel cell, a direct internal reforming solid oxide fuel cell (Direct internal reforming solid fuel cells), and an indirect internal reforming solid oxide fuel cell (Indirect internal reforming solid oxide).
  • Various fuel cells such as fuel cells) can be used.
  • the structure of the fuel cell 1 is comprised similarly to a general fuel cell, the detailed description is abbreviate
  • the hot water storage tank 3 is formed so as to extend in the vertical direction, and a so-called stacked boiling type hot water storage tank is used.
  • a hot water storage circuit 9 is connected to the hot water storage tank 3. Specifically, the upstream end of the hot water circulation path 9 is connected to the lower part of the hot water storage tank 3, and the downstream end thereof is connected to the upper part of the hot water storage tank 3.
  • a hot water circulating pump 4 capable of adjusting the flow rate is provided. Further, an exhaust gas heat exchanger 5, a cathode offgas heat exchanger 6, and a heat medium heat exchanger 7 are arranged in this order in the hot water storage circuit 9.
  • a heat exchanger such as a plate type or a shell and tube type can be used.
  • a shell-and-tube type heat exchanger can be used in consideration of a gas-side pressure loss and the like.
  • the low temperature hot water in the lower part of the hot water storage tank 3 is heated by the exhaust gas heat exchanger 5, the cathode offgas heat exchanger 6, and the heat medium heat exchanger 7 while flowing through the hot water circulation circuit 9. Then, the hot water is supplied to the upper part of the hot water storage tank 3 as hot water storage.
  • a hot water supply path 28 for supplying hot water stored in the hot water storage tank 3 to an external heat load is connected to the upper part of the hot water storage tank 3.
  • a water supply path 27 for supplying city water is connected to the lower part of the hot water storage tank 3.
  • the hot water stored in the hot water storage tank 3 receives the supply pressure of city water from the water supply passage 27 by opening a cock or valve (not shown) provided at the end of the hot water supply passage 28. , Supplied to an external heat load (such as a water heater).
  • the controller 19 may be in any form as long as it is a device that controls each device constituting the fuel cell cogeneration system 100.
  • the controller 19 includes an arithmetic processing unit exemplified by a microprocessor, a CPU, and the like, a storage unit including a memory or the like that stores a program for executing each control operation, and a clock unit. .
  • the arithmetic processing unit reads out a predetermined control program stored in the storage unit and executes the predetermined control program, thereby processing the information, and the fuel cell cogeneration including these controls.
  • Various controls related to the system 100 are performed.
  • the controller 19 is not only configured as a single controller but also configured as a controller group in which a plurality of controllers cooperate to execute control of the fuel cell cogeneration system 100. It doesn't matter.
  • the controller 19 may be configured by a micro control, and may be configured by an MPU, a PLC (programmable logic controller), a logic circuit, or the like.
  • the hot water stored in the hot water storage tank 3 is generally so-called city water supplied from a water supply pipe.
  • This city water usually contains trace amounts of hardness components such as calcium and magnesium in addition to sterilizing components such as chlorine and impurities such as iron and silica.
  • the content of the hardness component varies depending on the region, but there is a region containing a hardness component having a concentration exceeding 150 ppm, for example.
  • the hardness component Since the hardness component has a property of being easily deposited as a scale as the water temperature increases, when the temperature of the hot water is high to some extent (for example, 75 to 90 ° C.), the hardness component is 9 May be deposited as a scale on the surface of a pipe or the like that constitutes and gradually clog a flow path (pipe). For example, the scale often precipitates in a range where the water temperature is approximately 75 ° C. or higher, but the amount increases as the temperature increases. For this reason, since the vicinity of the exit of the heat medium heat exchanger 7 of the hot water circulating circuit 9 is the hottest part of the hot water circulating circuit 9, there is a high possibility that scale will occur.
  • the controller 19 operates with an operation amount larger than the maximum operation amount during power generation of the fuel cell 1 while the operation of the fuel cell cogeneration system 100 is stopped. Hot water forced circulation operation for operating the hot water circulating pump 4 is performed.
  • “when the operation of the fuel cell cogeneration system 100 is stopped” means that the operation process of the next fuel cell cogeneration system 100 is started after the controller 19 starts the operation stop process of the fuel cell cogeneration system 100. This refers to the period until the start, which can suppress the retention and accumulation of hardness components in the hot water circulation circuit 9 and the heat exchanger such as the heat medium heat exchanger 7 and prevent the generation and adhesion of scale. it can. Further, since the hot water storage water forced circulation operation is performed while the operation of the fuel cell cogeneration system 100 is stopped, even if the temperature of the heat medium that exchanges heat with the fuel cell 1 greatly varies as the hot water flow rate increases. Since the fuel cell cogeneration system 100 is not operating, the fuel cell 1 is not generating power. For this reason, in the fuel cell cogeneration system 100 according to the first embodiment, it is possible to avoid instability of power generation in the fuel cell 1, and to improve the reliability of operation.
  • the fuel cell cogeneration system 100 according to the first embodiment, not only the retention of hardness components and the generation of scale in the hot water circulation circuit 9 and the like are suppressed by performing the hot water forced circulation operation, At the same time, the function of removing the air accumulated in the hot water storage circuit 9, the heat medium heat exchanger 7, etc. can also be achieved. For this reason, the dissolved air bubbles generated when the hot water is heated stays in the hot water circulation path 9, the heat medium heat exchanger 7, etc. It is possible to suppress the deterioration of the heat exchange performance accompanying the reduction of the heat transfer area.
  • the controller 19 performs the hot water storage forced circulation operation during the operation stop processing of the fuel cell cogeneration system 100.
  • the “operation for stopping the operation of the fuel cell cogeneration system 100” means, for example, that the user of the fuel cell cogeneration system 100 operates the remote controller (not shown) to stop the fuel cell cogeneration system 100.
  • the controller 19 outputs an operation stop command to each device constituting the fuel cell cogeneration system 100 when instructed or when a preset operation stop time of the fuel cell cogeneration system 100 is reached. Until the completion of each process for stopping the operation of the fuel cell cogeneration system 100.
  • the amount of heat exchange between the hot water and the heat medium fluctuates in the heat medium heat exchanger 7 by increasing the flow rate of the hot water. Due to the fluctuation of the heat exchange amount, the temperature of the heat medium greatly fluctuates, and consequently, the temperature of the fuel cell 1 also fluctuates greatly.
  • the fuel cell cogeneration system 100 is in the process of stopping operation, even if the temperature of the fuel cell 1 fluctuates greatly, it is possible to avoid instability of the power generation reaction in the fuel cell 1. Therefore, in the fuel cell cogeneration system 100 according to the first embodiment, it is possible to improve the reliability of operation.
  • the controller 19 may perform forced hot water circulation operation after the operation of the fuel cell cogeneration system 100 is stopped. In this case, in particular, when the fuel cell cogeneration system 100 has stopped operating for a long period of time, the retention of hardness components in the hot water circulation circuit 9 and the like can be suppressed, and the reliability of the fuel cell cogeneration system 100 can be further improved. Can be improved.
  • the hot water in the hot water storage tank 3 and the hot water circulation circuit 9 is heated using an external heat source (not shown) such as a gas combustor or an electric heater. In some cases, hot water is sterilized. During such heat sterilization operation, the controller 19 performs forced hot water circulation operation, thereby suppressing the precipitation of scale due to the hot water stored at a high temperature, thereby improving the reliability of the fuel cell cogeneration system 100. It can be improved further.
  • Embodiment 2 In the fuel cell cogeneration system according to Embodiment 2 of the present invention, the controller is forced to circulate hot water when the operation of the fuel cell cogeneration system is stopped and the hot water storage tank is fully stored.
  • the aspect comprised so that it may perform is illustrated.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a fuel cell cogeneration system according to Embodiment 2 of the present invention.
  • the fuel cell cogeneration system 100 according to the second embodiment of the present invention has the same basic configuration as the fuel cell cogeneration system 100 according to the first embodiment.
  • the device 23, the second temperature detector 24, and the third temperature detector 25 are provided.
  • a first temperature detector 23 is provided in the upper part of the hot water storage tank 3
  • a second temperature detector 24 is provided in the middle part of the hot water storage tank 3
  • a lower part of the hot water storage tank 3 has a first temperature detector 23.
  • a three-temperature detector 25 is provided.
  • the first temperature detector 23, the second temperature detector 24, and the third temperature detector 25 are each configured to detect the temperature of the hot water storage and output the detected temperature to the controller 19. Yes.
  • a thermistor can be used as the first temperature detector 23 or the like.
  • the temperature detectors are provided in the upper part, the middle part, and the lower part of the hot water storage tank 3.
  • the present invention is not limited to this, and an arbitrary number of hot water storage tanks 3 are provided in arbitrary places. Also good.
  • FIG. 3 is a flowchart schematically showing hot water forced circulation operation of the fuel cell cogeneration system according to the second embodiment.
  • the controller 19 first checks whether or not the fuel cell cogeneration system 100 is stopped (step S101). If the fuel cell cogeneration system 100 is not stopped (No in step S101), the controller 19 repeats step S101 until the fuel cell cogeneration system 100 is stopped. On the other hand, when the fuel cell cogeneration system 100 is stopped (Yes in step S101), the controller 19 proceeds to step S102.
  • step S102 the controller 19 acquires hot water temperature information from the first to third temperature detectors 23 to 25.
  • step S103 the controller 19 calculates the amount of heat stored in the hot water storage tank 3 based on the temperature information acquired in step S102 (step S103).
  • step S104 the controller 19 judges whether the hot water storage tank 3 is a full storage state based on the heat storage amount calculated by step S103 (step S104).
  • the hot water storage tank 3 is in a fully stored state” means a state in which the hot water stored in the fuel cell cannot absorb the heat generated by the fuel cell.
  • the hot water flowing through the hot water circulation circuit 9 is in a state where the heat medium heat exchanger 7 cannot receive heat from the heat medium that has recovered the heat generated in the fuel cell 1.
  • the predetermined temperature is a temperature at which the hot water is so high that it cannot absorb the heat generated in the fuel cell.
  • the temperature at the lowermost layer of the hot water tank 3 (the temperature detected by the third temperature detector 25).
  • the temperature of the hot water discharged from the lowermost layer of the hot water storage tank 3 is 40 ° C. to 50 ° C.
  • the average temperature of the hot water stored in the hot water storage tank 3 is 60 ° C. to 70 ° C.
  • step S104 When the hot water storage tank 3 is not fully charged (No in step S104), the controller 19 returns to step S102 and repeats steps S102 to S104 until the hot water storage tank 3 becomes fully charged. On the other hand, when the hot water storage tank 3 is fully stored (Yes in step S104), the controller 19 proceeds to step S105. Here, when the hot water storage tank 3 is not fully stored (No in step S104), the process returns to step S102. However, the process may return to step S101 and repeat steps S101 to S104. .
  • step S105 the controller 19 operates the hot-water storage water circulation pump 4. Specifically, the controller 19 is operated with an operation amount larger than the maximum operation amount at the time of power generation of the fuel cell 1, and performs hot water storage forced circulation operation.
  • the hot water storage tank is operated because the hot water storage tank 3 is in a fully stored state while the operation of the fuel cell cogeneration system 100 is stopped and the hot water storage tank 3 is fully stored. Since the temperature stratification, which is the temperature layer of the hot water stored in 3, is not destroyed, a fuel cell cogeneration system that is even easier to use can be realized.
  • the third temperature detector 25 is provided in the lower part of the hot water storage tank 3, but the present invention is not limited to this.
  • a temperature sensor may be provided in the hot water supply path 28 connected to the hot water storage tank 3.
  • Embodiment 3 The fuel cell cogeneration system according to Embodiment 3 of the present invention exemplifies an aspect in which the controller is configured to periodically perform hot water forced circulation operation.
  • FIG. 4 is a flowchart schematically showing the hot water forced circulation operation of the fuel cell cogeneration system according to the third embodiment.
  • the controller 19 first checks whether or not the fuel cell cogeneration system 100 is stopped (step S201). If the fuel cell cogeneration system 100 is not stopped (No in step S201), the controller 19 repeats step S201 until the fuel cell cogeneration system 100 is stopped. On the other hand, when the operation of the fuel cell cogeneration system 100 is stopped (Yes in step S201), the controller 19 proceeds to step S202.
  • step S202 the controller 19 acquires time information from the clock unit. Specifically, when the controller 19 has not performed the hot water storage forced circulation operation after outputting the operation stop process start command of the fuel cell cogeneration system 100, the controller 19 performs the operation stop process. Acquires time information that has elapsed since the start command was output. In addition, when the hot water forced circulation operation is performed after outputting the operation stop processing start command of the fuel cell cogeneration system 100, the time information that has passed since the previous hot water forced circulation operation is acquired. To do.
  • the controller 19 determines whether or not the time information acquired in step S202 is a predetermined time or more (step S203).
  • the predetermined time can be set arbitrarily, and for example, it may be set so that the hot water storage water forced circulation operation is performed once a day. If the time information acquired in step S202 is less than the predetermined time (No in step S203), the controller 19 returns to step S202 and repeats step S202 and step S203 until the time information becomes equal to or longer than the predetermined time. . On the other hand, when the time information acquired in step S202 is equal to or longer than the predetermined time (Yes in step S203), the controller 19 proceeds to step S204.
  • the controller 19 is configured to return to step S202 when the time information acquired in step S202 is less than the predetermined time (No in step S203).
  • the controller 19 is not limited to this, and step S201 is not limited thereto. You may comprise so that it may return to.
  • step S204 the controller 19 is operated with an operation amount larger than the maximum operation amount at the time of power generation of the fuel cell 1, and performs hot water storage forced circulation operation.
  • the fuel cell cogeneration system 100 according to the third embodiment configured as described above has the same effects as the fuel cell cogeneration system 100 according to the first embodiment. Moreover, in the fuel cell cogeneration system 100 according to the third embodiment, the hot water forced circulation operation can be performed periodically, and scale generation can be further suppressed.
  • the user of the fuel cell cogeneration system 100 does not operate the fuel cell cogeneration system for a long period due to absence for a long period of time.
  • generation of scale can be suppressed by periodically performing hot water storage forced circulation operation.
  • Embodiment 4 The fuel cell cogeneration system according to Embodiment 4 of the present invention flows out of the heat medium heat exchanger that exchanges heat between the heat medium in the heat medium circuit and the hot water in the hot water circuit, and the heat medium heat exchanger.
  • a hot water temperature detector for detecting the temperature of the hot water, and the controller detects the temperature of the hot water temperature detector when the detected temperature of the hot water temperature detector exceeds the first predetermined temperature. This is an example in which the hot water is forcedly circulated until the temperature becomes equal to or lower than the first predetermined temperature.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a fuel cell cogeneration system according to Embodiment 4 of the present invention.
  • the fuel cell cogeneration system 100 according to the fourth embodiment of the present invention has the same basic configuration as the fuel cell cogeneration system 100 according to the first embodiment. The difference is that the vessel 20 is provided.
  • a hot water storage water temperature detector 20 is provided on the downstream side of the portion of the hot water circulation circuit 9 where the heat medium heat exchanger 7 is provided.
  • the hot water temperature detector 20 is provided in a portion of the hot water circulation path 9 near the outlet of the heat medium heat exchanger 7 from the viewpoint of more accurately detecting the temperature of the hot water flowing out of the heat medium heat exchanger 7. It is preferable that The hot water temperature detector 20 may be in any form as long as it can detect the temperature of the hot water and output the detected temperature to the controller 19.
  • a thermistor can be used.
  • the controller 19 controls the operation amount of the hot water circulation pump 4 so that the temperature of the hot water detected by the hot water temperature detector 20 becomes a predetermined temperature, and flows through the hot water circulation path 9. Controls the hot water flow rate.
  • FIG. 6 is a flowchart schematically showing hot water forced circulation operation of the fuel cell cogeneration system according to the fourth embodiment.
  • the controller 19 first confirms whether or not the fuel cell cogeneration system 100 is stopped (step S301). When the operation of the fuel cell cogeneration system 100 is not stopped (No in step S301), the controller 19 repeats step S301 until the operation of the fuel cell cogeneration system 100 is stopped. On the other hand, when the fuel cell cogeneration system 100 is stopped (Yes in Step S301), the controller 19 proceeds to Step S302.
  • step S302 the controller 19 acquires hot water temperature information from the hot water temperature detector 20. Then, the controller 19 determines whether or not the temperature information acquired in step S302 is higher than the first predetermined temperature (step S303).
  • the first predetermined temperature can be arbitrarily set, and it is preferable that the temperature of the hot water flowing out of the heat medium heat exchanger 7 is a temperature that does not generate scale.
  • the first predetermined temperature is more preferably a temperature that is slightly higher than the temperature of the city water supplied to the hot water storage tank 3.
  • a temperature detector that detects the temperature of city water flowing through the water supply path 27 may be provided in the water supply path 27.
  • the first predetermined temperature may be set to 40 ° C. to 60 ° C. or 50 ° C., for example.
  • step S302 When the temperature information acquired in step S302 is equal to or lower than the first predetermined temperature (No in step S303), the controller 19 ends this process. On the other hand, when the temperature information acquired in step S302 is higher than the first predetermined temperature (Yes in step S303), the controller 19 proceeds to step S304.
  • the controller 19 is configured to return to step S302 when the temperature information acquired in step S302 is equal to or lower than the first predetermined temperature (No in step S303), but is not limited thereto. Alternatively, the process may return to step S301.
  • step S304 the controller 19 is operated with an operation amount larger than the maximum operation amount at the time of power generation of the fuel cell 1, and performs hot water storage forced circulation operation.
  • step S305 the controller 19 acquires hot water temperature information from the hot water temperature detector 20.
  • the controller 19 determines whether or not the temperature information acquired in step S305 is equal to or lower than the first predetermined temperature (step S306). If the temperature information acquired in step S305 is higher than the first predetermined temperature (No in step S306), the controller 19 returns to step S305 and continues until the temperature information becomes equal to or lower than the first predetermined temperature. S305 and step S306 are repeated.
  • step S305 when the temperature information acquired in step S305 is equal to or lower than the first predetermined temperature (Yes in step S306), the controller 19 proceeds to step S307.
  • step S307 the controller 19 stops the hot-water storage water circulation pump 4 and stops the hot-water storage water forced circulation operation.
  • the fuel cell cogeneration system 100 according to the fourth embodiment configured as described above has the same effects as the fuel cell cogeneration system 100 according to the first embodiment.
  • the hot water temperature detector 20 can manage the temperature of the hot water in the hot water circulation path 9. Moreover, when performing the hot water storage forced circulation operation, the generation of the scale depending on the water temperature can be further suppressed by managing the temperature of the hot water. For this reason, in the fuel cell cogeneration system 100 according to Embodiment 4, the reliability of the fuel cell cogeneration system 100 can be further improved.
  • the fuel cell cogeneration system according to Embodiment 5 of the present invention branches from the hot water circulation path downstream of the heat medium heat exchanger, and stores hot water flowing out of the heat medium heat exchanger in the middle or lower part of the hot water storage tank.
  • a hot water circulation branch that is provided so as to return, and a flow path switching unit that switches the flow destination of the hot water flowing out of the heat medium heat exchanger to the upper part of the hot water circulation branch or the hot water storage tank.
  • the water circulation path is configured so that the hot water that has been heat-exchanged with the heat medium returns to the upper part of the hot water tank, and the controller detects the temperature of the hot water that has flowed out of the heat medium heat exchanger.
  • the hot water storage tank When the detected temperature of the storage device exceeds the second predetermined temperature, the hot water storage tank is switched to the upper part.
  • the hot water storage water circulation branch When the detected temperature of the stored hot water temperature detector is equal to or lower than the second predetermined temperature, the hot water storage water circulation branch is entered. Switch the flow path to switch It illustrates the manner of controlling.
  • FIG. 7 is a schematic diagram showing a schematic configuration of a fuel cell cogeneration system according to Embodiment 5 of the present invention.
  • the fuel cell cogeneration system 100 according to the fifth embodiment of the present invention has the same basic configuration as the fuel cell cogeneration system 100 according to the fourth embodiment. 21 and the hot water circulation branch 22 are different.
  • the hot water circulation branch 22 has its upstream end branched from a portion of the hot water circulation 9 that is downstream of the heat medium heat exchanger 7, and its downstream end connected to the middle of the hot water tank 3.
  • the flow path switch 21 is provided at a portion where the hot water circulation branch 22 of the hot water circulation circuit 9 is branched, and the flow destination of the hot water flowing out from the heat medium heat exchanger 7 to the hot water circulation circuit 9 is determined.
  • the hot water circulation branch 22 or the upper part of the hot water storage tank 3 is switched.
  • the downstream end of the hot water circulation branch 22 may be connected to the lower part of the hot water storage tank 3.
  • the controller 19 stores the hot water flowing out from the heat medium heat exchanger 7 to the hot water circulation circuit 9.
  • the flow path switch 21 is controlled so that the flow destination is the upper part of the hot water storage tank 3. Specifically, the controller 19 communicates a portion of the hot water storage circuit 9 on the upstream side with respect to the flow path switch 21 and a portion of the hot water storage circuit 9 on the downstream side of the flow path switch 21 to recirculate the stored hot water.
  • the flow path switching device 21 is operated so as to block the communication between the path 9 and the hot water circulation branch 22.
  • the controller 19 stores the hot water flowing out from the heat medium heat exchanger 7 into the hot water circulation circuit 9.
  • the flow path switch 21 is controlled so that the water flow destination becomes the hot water circulation branch 22.
  • the controller 19 communicates a portion of the hot water storage circuit 9 upstream of the flow path switch 21 with the hot water circulation branch 22 and is upstream of the flow path switch 21 in the hot water circulation path 9.
  • the flow path switch 21 is operated so as to cut off the communication between the portion on the downstream side and the downstream side of the flow path switch 21 in the stored hot water circulation path 9.
  • the hot water storage temperature is maintained high without destroying the temperature stratification formed in the hot water storage tank 3, and the hot water storage tank 3, and thus the entire system is compact. Can be achieved.
  • the second predetermined temperature can be arbitrarily set, and is preferably 40 ° C. to 60 ° C., more preferably 50 ° C. from the viewpoint of maintaining the temperature stratification formed in the hot water storage tank 3.
  • the controller 19 may be configured to perform the hot water forced circulation operation during the full storage stop process of the fuel cell cogeneration system 100.
  • the “full storage stop process of the fuel cell cogeneration system 100” refers to an operation stop process for stopping the power generation operation of the fuel cell cogeneration system 100 when the hot water storage tank 3 becomes full.
  • the controller 19 does not control the flow path switch 21 so that the hot water flowing out from the heat medium heat exchanger 7 to the hot water circulation circuit 9 becomes the hot water circulation branch 22.
  • forced hot water circulation operation may be performed.
  • the controller 19 controls the flow path switch 21 so that the hot water flowing out from the heat medium heat exchanger 7 to the hot water circulation path 9 becomes the hot water circulation branch 22. Then, hot water forced circulation operation may be performed.
  • Embodiments 1 to 5 described above a configuration in which both the exhaust gas heat exchanger 5 and the cathode offgas heat exchanger 6 are provided is adopted, but the present invention is not limited to this, and either one of these heat exchangers is used.
  • a configuration in which the heat exchanger is provided may be employed.
  • the fuel cell cogeneration system according to the present invention is useful in the field of fuel cells because it can suppress clogging of the flow path due to scale generation and adhesion, and can avoid instability of power generation in the fuel cell. It is.

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Abstract

　本発明の燃料電池コージェネレーションシステムは、燃料ガスと酸化剤ガスとを反応させて発電を行う燃料電池（１）と、貯湯水を貯める貯湯タンク（３）と、燃料電池（１）と熱交換を行う熱媒体が循環する熱媒体循環路（８）と、貯湯タンク（３）から流出した貯湯水を熱媒体と熱交換させて貯湯タンク（３）に戻す貯湯水循環路（９）と、貯湯水循環路（９）の貯湯水を循環させる貯湯水循環ポンプ（４）と、燃料電池コージェネレーションシステムの運転停止中に、燃料電池（１）の発電時の最大操作量よりも大きい操作量で貯湯水循環ポンプ（４）を動作させる貯湯水強制循環運転を行うように構成されている制御器（１９）と、を備える。

Description

燃料電池コージェネレーションシステム
　本発明は、燃料電池の発電に伴って発生する熱を回収利用して温水を生成する燃料電池コージェネレーションシステムに関する。
　燃料電池は、水素と酸素の直接反応により電気エネルギーを生成するものであり、発電効率が高く、大気汚染物質もほとんど排出しないクリーンな発電装置として期待されている。特に、発電時に発生する熱を給湯や暖房等に回収利用する燃料電池コージェネレーションシステムは、総合的なエネルギー効率が高く、省エネルギー機器としての普及が望まれている。
　従来の燃料電池コージェネレーションシステムは、例えば、図８に示すような構成を有する。
　図８に示すように、燃料電池コージェネレーションシステムは、燃料電池５１、水素製造装置５２、及び空気ブロワ６７を備えていて、燃料電池５１は、アノード６２とカソード６３を有している。燃料電池５１では、水素製造装置５２で製造された水素がアノード６２に、空気ブロワ６７から空気中の酸素がカソード６３に供給され、供給された水素と酸素が電気化学的に反応することで発電が行われる。なお、水素製造装置５２は、メタン等の原料ガスを水蒸気等で改質することにより水素を製造するように構成されている。
　燃料電池５１は、冷却水流路６４を有していて、冷却水流路６４には、冷却水循環路５８が接続されている。冷却水循環路５８の途中には、冷却水熱交換器５７及び冷却水循環ポンプ６０が設けられている。なお、冷却水熱交換器５７としては、プレート式やシェルアンドチューブ式などの熱交換器が用いられることが多い。
　また、燃料電池コージェネレーションシステムは、貯湯タンク５３、貯湯水循環ポンプ５４、排ガス熱交換器５５、カソードオフガス熱交換器５６、及び冷却水熱交換器５７を備えている。そして、貯湯水循環路５９は、貯湯タンク５３、貯湯水循環ポンプ５４、排ガス熱交換器５５、カソードオフガス熱交換器５６、及び冷却水熱交換器５７をこの順で接続するように設けられていて、貯湯タンク５３の貯湯水を加熱するように構成されている。
　貯湯水は一般に、上水道管から貯湯タンク５３に供給され貯留される市水であり、塩素等の殺菌成分の他に、カルシウムやマグネシウム等の硬度成分が含有され、地域によってはこれらを多く含む場合がある。
　これらの硬度成分は、水温が高くなるほど、スケールとして析出しやすくなる性質を有するため、貯湯水の温度がある程度高い場合（例えば、７５～９０℃に至る場合）には、硬度成分が貯湯水循環路５９を構成する配管の表面にスケールとして析出し、流路（配管）を徐々に詰まらせていく可能性がある。特に、貯湯水循環路５９の冷却水熱交換器５７出口近傍は、貯湯水循環路５９のうち、最も高温となる部分であるため、スケールが生じるおそれが高い。
　そこで、スケール生成を抑制することを目的として、熱交換器出口の被加熱流体の温度が設定値（例えば、６０℃）以下となるように、被加熱流体の流量を制御する燃料電池の熱交換器制御装置が知られている。（例えば、特許文献１参照）。
　また、スケールに対する耐久性を向上させることを目的としたヒートポンプ給湯機やスケールを定期的に除去することを目的とした給湯機が知られている（例えば、特許文献２及び特許文献３参照）。特許文献２に開示されているヒートポンプ給湯機では、水流路から給湯末端に流れる時の水流路の平均流量を、水流路から貯湯槽に貯湯する時の水流路平均流量の約４倍以上とすることにより、析出したスケールを洗い流している。また、特許文献３に開示されている給湯機では、運転時間の積算値が所定に達したときに、被熱交換液を循環させる循環手段をフル回転させることで冷媒対水熱交換器内部のスケールを除去している。
特開２００４－２９６２９６号公報 特開２００６－１２５６５４号公報 特開２００５－３０８２３５号公報
　しかしながら、特許文献１に開示されている燃料電池の熱交換器温度制御装置では、給湯や暖房に必要な熱量、すなわち貯湯タンクへの充分な貯湯量を確保しようとした場合、貯湯水の温度が低いことが貯湯タンクの大型化を招いてしまう。つまり、貯湯タンクの湯の温度が高ければ、少量のお湯を大量の水道水で希釈して用いることができるため、貯湯タンクに貯める湯は少量ですむが、貯湯タンクの湯の温度が低ければ、大量のお湯を少量の水道水で希釈して用いるために、貯湯タンクに貯める湯は多くなる。
　したがって、例えば、燃料電池の排熱温度が充分高い場合（例えば、８０～９０℃程度）であっても、スケールの生成を抑制するために貯湯温度を高温化することができないと、貯湯タンクの小型化、ひいては燃料電池コージェネレーションシステム全体の小型化を実現することができないという課題が生じる。
　一方、特許文献２及び特許文献３に開示されている給湯機のように、スケールを除去するために、貯湯水の循環流量を増加させることも可能である。しかしながら、例えば、燃料電池の発電中に貯湯水の循環流量を増加させると、図８に示す燃料電池コージェネレーションシステムにおいて、冷却水熱交換器５７の冷却水側の温度が低下してしまう。その結果、燃料電池５１の温度が低下することで、燃料電池５１内の水蒸気が結露してフラッディングが起こり、燃料ガスや空気の流れが悪くなってしまうとともに、燃料電池の発電量が変動する等、燃料電池コージェネレーションシステムの信頼性が低下するという課題が生じる。
　本発明は、上記従来の課題を解決するもので、硬度成分の析出を抑制し、燃料電池の発電の不安定化を回避して、信頼性を向上させる燃料電池コージェネレーションシステムを提供することを目的とする。
　上記目的を達成するために、本発明の燃料電池コージェネレーションシステムは、燃料ガスと酸化剤ガスとを反応させて発電を行う燃料電池と、貯湯水を貯める貯湯タンクと、前記燃料電池と熱交換を行う熱媒体が循環する熱媒体循環路と、前記貯湯タンクから流出した前記貯湯水を前記熱媒体と熱交換させて前記貯湯タンクに戻す貯湯水循環路と、前記貯湯水循環路の前記貯湯水を循環させる貯湯水循環ポンプと、制御器と、を備え、前記制御器は、前記燃料電池コージェネレーションシステムの運転停止中に、前記燃料電池の発電時の最大操作量よりも大きい操作量で前記貯湯水循環ポンプを動作させる貯湯水強制循環運転を行うように構成されている。
　これによって、スケールの生成・付着による流路の詰まりを抑制することができる。また、貯湯水流量の増大に伴って、燃料電池と熱交換を行う熱媒体の温度が大きく変動しても、燃料電池コージェネレーションシステムは、運転停止中であるため、燃料電池では、発電が行われていない。このため、本発明の燃料電池コージェネレーションシステムでは、燃料電池における発電の不安定化を回避することができ、運転の信頼性の向上を図ることができる。
　本発明の上記目的、他の目的、特徴、及び利点は、添付図面参照の下、以下の好適な実施態様の詳細な説明から明らかにされる。
　本発明の燃料電池コージェネレーションシステムによれば、スケールの析出が抑制されるとともに、燃料電池における発電の不安定化が回避され、運転の信頼性を向上させることが可能となる。
図１は、本発明の実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステムの概略構成を示す模式図である。 図２は、本発明の実施の形態２に係る燃料電池コージェネレーションシステムの概略構成を示す模式図である。 図３は、本実施の形態２に係る燃料電池コージェネレーションシステムの貯湯水強制循環運転を模式的に示すフローチャートである。 図４は、本実施の形態３に係る燃料電池コージェネレーションシステムの貯湯水強制循環運転を模式的に示すフローチャートである。 図５は、本発明の実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステムの概略構成を示す模式図である。 図６は、本実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステムの貯湯水強制循環運転を模式的に示すフローチャートである。 図７は、本発明の実施の形態５に係る燃料電池コージェネレーションシステムの概略構成を示す模式図である。 図８は、従来の燃料電池コージェネレーションシステムの概略構成を示す模式図である。
　第１の形態の燃料電池コージェネレーションシステムは、燃料ガスと酸化剤ガスとを反応させて発電を行う燃料電池と、貯湯水を貯める貯湯タンクと、前記燃料電池と熱交換を行う熱媒体が循環する熱媒体循環路と、前記貯湯タンクから流出した前記貯湯水を前記熱媒体と熱交換させて前記貯湯タンクに戻す貯湯水循環路と、前記貯湯水循環路の前記貯湯水を循環させる貯湯水循環ポンプと、制御器と、を備え、前記制御器は、前記燃料電池コージェネレーションシステムの運転停止中に、前記燃料電池の発電時の最大操作量よりも大きい操作量で前記貯湯水循環ポンプを動作させる貯湯水強制循環運転を行うように構成されている。
　ここで、「燃料電池コージェネレーションシステムの運転停止中」とは、制御器が燃料電池コージェネレーションシステムの運転停止処理を開始してから、次の燃料電池コージェネレーションシステムの運転処理を開始するまでの期間をいう。
　これにより、燃料電池の発電時の最大流量よりも多い流量で、貯湯タンクから流出した貯湯水が貯湯水循環路を流れるので、市水に含有される硬度成分の熱媒体熱交換器内部への滞留や蓄積を抑制でき、スケールの生成・付着による流路の詰まりを抑制することができる。さらに、貯湯水流量の増大に伴って、燃料電池と熱交換する熱媒体温度が大きく変動しても、スケールの除去のための貯湯水強制循環運転は、燃料電池コージェネレーションシステムの運転停止中に行われるため、燃料電池における発電の不安定化が回避され、運転の信頼性の向上を図ることができる。したがって、信頼性に優れた燃料電池コージェネレーションシステムを提供することができる。
　第２の形態の燃料電池コージェネレーションシステムは、第１の形態において、前記制御器は、前記燃料電池コージェネレーションシステムの運転停止中で、かつ、前記貯湯タンクが満蓄状態になったときに、前記貯湯水強制循環運転を行うように構成されている。
　これにより、貯湯タンク内に形成された貯湯水の温度の層である温度成層を崩すことなく、貯湯水強制循環運転を行うことができるので、よりいっそう使い勝手が良い燃料電池コージェネレーションシステムを実現することができる。
　第３の形態の燃料電池コージェネレーションシステムは、第１の形態において、前記制御器は、前記貯湯水強制循環運転を定期的に行うように構成されている。
　これにより、長期間の不在等により、燃料電池コージェネレーションシステムを長期間運転させない場合でも、スケールの発生を抑制することができる。
　第４の形態の燃料電池コージェネレーションシステムは、第１又は第２の形態において、前記熱媒体循環路の前記熱媒体と前記貯湯水循環路の前記貯湯水とを熱交換させる熱媒体熱交換器と、前記熱媒体熱交換器から流出する貯湯水の温度を検出する貯湯水温度検出器と、を備え、前記制御器は、前記貯湯水温度検出器の検出温度が第１の所定温度を超えている場合に、前記貯湯水温度検出器の検出温度が前記第１の所定温度以下になるまで、前記貯湯水強制循環運転を行うように構成されている。
　これにより、水温に依存するスケールの生成をより抑制することができ、信頼性をより一層向上させることができる。
　第５の形態の燃料電池コージェネレーションシステムは、第４の形態において、前記貯湯水循環路は、前記熱媒体と熱交換させた貯湯水が前記貯湯タンクの上部に戻るように構成されていて、前記熱媒体熱交換器の下流側で前記貯湯水循環路から分岐し、前記熱媒体熱交換器から流出した貯湯水を前記貯湯タンクの中部又は下部に戻すように設けられた貯湯水循環分岐路と、前記熱媒体熱交換器から流出した前記貯湯水の通流先を前記貯湯水循環分岐路又は前記貯湯タンクの上部に切り替えるための流路切替器と、を備え、前記制御器は、前記熱媒体熱交換器から流出した前記貯湯水の通流先を前記貯湯水温度検出器の検出温度が第２の所定温度を超えている場合には、前記貯湯タンクの上部に切り替え、前記貯湯水温度検出器の検出温度が前記第２の所定温度以下の場合には、前記貯湯水循環分岐路に切り替えるように、前記流路切替器を制御する。
　これにより、貯湯タンク上部に蓄えられた高温の貯湯水に、低温の貯湯水を流入されることが防止できるため、貯湯タンク内部に形成された温度成層を崩すことなく、貯湯温度が高く維持され、貯湯タンクひいてはシステム装置全体のコンパクト化を図ることができる。
　以下、本発明の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。なお、この実施の形態によって本発明が限定されるものではない。また、全ての図面において、同一または相当部分には同一符号を付し、重複する説明は省略する。また、全ての図面において、本発明を説明するために必要となる構成要素のみを抜粋して図示しており、その他の構成要素については図示を省略している。さらに、本発明は以下の実施の形態に限定されない。
　（実施の形態１）
　［燃料電池コージェネレーションシステムの構成］
　図１は、本発明の実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステムの概略構成を示す模式図である。
　図１に示すように、本実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００は、燃料電池１と、貯湯タンク３と、熱媒体循環路８と、貯湯水循環路９と、貯湯水循環ポンプ４と、制御器１９と、を備えていて、制御器１９は、燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止中に、燃料電池１の発電時の最大流量よりも多い流量で貯湯水循環ポンプ４を動作させる貯湯水強制循環運転を行うように構成されている。
　また、燃料電池コージェネレーションシステム１００は、水素製造装置２と空気ブロワ１７を備えている。水素製造装置２は、燃焼器１１及び改質器１８を有していて、メタンやプロパン等の原料ガスから、触媒による改質反応（例えば水蒸気改質反応）により水素を製造するように構成されている。また、水素製造装置２は、燃料ガス供給流路４２を介して、燃料電池１の燃料ガス流路３２の入口に接続されている。
　燃焼器１１には、後述するように、アノードオフガス流路４４の下流端が接続されていて、燃料電池１からアノードオフガスが、アノードオフガス流路４４を通流して、燃焼用燃料として供給される。また、燃焼器１１には、空気供給流路を介して、燃焼ファンが接続されている（いずれも図示せず）。燃焼ファンは、燃焼器１１に燃焼用空気を供給することができれば、どのような構成であってもよく、例えば、ファンやブロワ等のファン類で構成されていてもよい。
　燃焼器１１では、供給されたオフ燃料ガスと燃焼用空気が燃焼して、燃焼排ガス（排ガス）が生成され、熱が発生する。燃焼器１１で生成された燃焼排ガスは、改質器１８等を加熱した後、燃焼排ガス流路１５に排出される。燃焼排ガス流路１５に排出された燃焼排ガスは、燃焼排ガス流路１５を通流する間に、排ガス熱交換器５で貯湯水循環路９を通流する貯湯水と熱交換する。排ガス熱交換器５で熱交換した燃焼排ガスは、燃料電池コージェネレーションシステム１００外に排出される。
　改質器１８には、原料ガス供給器及び水蒸気供給器が接続されていて（それぞれ、図示せず）、原料ガス及び水蒸気が、それぞれ、改質器１８に供給される。改質器１８は、改質触媒を有している。改質触媒としては、例えば、原料ガスと水蒸気とから水素含有ガスを発生させる水蒸気改質反応を触媒することができれば、どの様な物質を使用してもよく、例えば、アルミナ等の触媒担体にルテニウム（Ｒｕ）を担持させたルテニウム系触媒や同様の触媒担体にニッケル（Ｎｉ）を担持させたニッケル系触媒等を使用することができる。
　そして、改質器１８では、供給された原料ガスと水蒸気との改質反応により、水素含有ガスが生成される。生成された水素含有ガスは、燃料ガスとして、燃料ガス供給流路４２を通流して、燃料電池１の燃料ガス流路３２に供給される。
　なお、本実施の形態１においては、改質器１８で生成された水素含有ガスが、燃料ガスとして、燃料電池１に送出される構成としたが、これに限定されず、水素製造装置２内に改質器１８より送出された水素含有ガス中の一酸化炭素を低減するための変成触媒（例えば、銅－亜鉛系触媒）を有する変成器や、酸化触媒（例えば、ルテニウム系触媒）や、メタン化触媒（例えば、ルテニウム系触媒）を有する一酸化炭素除去器を通過した後の水素含有ガスが燃料電池１に送出される構成であってもよい。
　空気ブロワ１７は、燃料電池１に酸化剤ガス（空気）をその流量を調整しながら供給することができれば、どのような構成であってもよく、例えば、ファンやブロワ等のファン類で構成されていてもよい。空気ブロワ１７には、酸化剤ガス供給流路４３を介して、燃料電池１の酸化剤ガス流路３３の入口が接続されている。
　燃料電池１は、アノード１２とカソード１３を有していて、燃料ガス流路３２に供給された燃料ガスが、燃料ガス流路３２を通流する間に、アノード１２に供給される。また、酸化剤ガス流路３３に供給された酸化剤ガスが、酸化剤ガス流路３３を通流する間に、カソード１３に供給される。そして、アノード１２に供給された燃料ガスとカソード１３に供給された酸化剤ガスとが、反応して電気と熱が発生する。
　燃料電池１の燃料ガス流路３２の出口には、アノードオフガス流路４４を介して、燃焼器１１が接続されている。酸化剤ガス流路３３の出口には、カソードオフガス流路１６が接続されていて、カソードオフガス流路１６の途中には、カソードオフガス熱交換器６が設けられている。これにより、燃料電池１で使用されなかった燃料ガスは、アノードオフガスとして、燃焼器１１に供給される。また、燃料電池１で使用されなかった酸化剤ガスは、カソードオフガスとして、カソードオフガス流路１６を通流して、燃料電池コージェネレーションシステム１００外に排出される。なお、カソードオフガスは、カソードオフガス流路１６を通流する間に、カソードオフガス熱交換器６で、貯湯水循環路９を通流する貯湯水を加熱する。
　また、燃料電池１には、冷却流路１４が設けられている。冷却流路１４には、熱媒体循環路８が接続されている。熱媒体循環路８の途中には、熱媒体循環ポンプ１０及び熱媒体熱交換器７が設けられている。熱媒体循環ポンプ１０は、冷却流路１４及び熱媒体循環路８内を熱媒体が通流するように構成されている。熱媒体循環ポンプ１０が作動することにより、冷却流路１４に供給された熱媒体は、燃料電池１で発生した熱を回収して（燃料電池１と熱交換して）、熱媒体循環路８に供給される。熱媒体循環路８に供給された熱媒体は、該熱媒体循環路８を通流する間に、熱媒体熱交換器７で貯湯水循環路９を通流する貯湯水を加熱する。なお、熱媒体としては、水（冷却水）や不凍液（例えば、エチレングリーコール含有液）等を用いることができる。
　なお、発生した電気は、図示されない電力調整器により、外部電力負荷（例えば、家庭の電気機器）に供給される。燃料電池１は、高分子電解質形燃料電池や直接内部改質型固体酸化物形燃料電池（Ｄｉｒｅｃｔ　ｉｎｔｅｒｎａｌ　ｒｅｆｏｒｍｉｎｇ　ｓｏｌｉｄ　ｏｘｉｄｅ　ｆｕｅｌ　ｃｅｌｌｓ）や間接内部改質型固体酸化物形燃料電池（Ｉｎｄｉｒｅｃｔ　ｉｎｔｅｒｎａｌ　ｒｅｆｏｒｍｉｎｇ　ｓｏｌｉｄ　ｏｘｉｄｅ　ｆｕｅｌ　ｃｅｌｌｓ）等の各種の燃料電池を用いることができる。また、燃料電池１の構成は、一般的な燃料電池と同様に構成されているため、その詳細な説明は省略する。
　貯湯タンク３は、ここでは、鉛直方向に延びるように形成されていて、いわゆる積層沸き上げ型の貯湯タンクを使用している。貯湯タンク３には、貯湯水循環路９が接続されている。具体的には、貯湯水循環路９の上流端が、貯湯タンク３の下部に接続され、その下流端が、貯湯タンク３の上部に接続されている。
　貯湯水循環路９の途中には、流量調整可能な貯湯水循環ポンプ４が設けられている。また、貯湯水循環路９の途中には、排ガス熱交換器５、カソードオフガス熱交換器６、及び熱媒体熱交換器７が、この順で配設されている。熱媒体熱交換器７としては、プレート式やシェルアンドチューブ式などの熱交換器を用いることができる。また、排ガス熱交換器５及びカソードオフガス熱交換器６としては、ガス側の圧力損失等を考慮して、例えばシェルアンドチューブ式等の熱交換器を用いることができる。
　これにより、貯湯タンク３の下部にある温度の低い貯湯水が、貯湯水循環路９を通流する間に、排ガス熱交換器５、カソードオフガス熱交換器６、及び熱媒体熱交換器７で加熱されて、温度の高い貯湯水として貯湯タンク３の上部に供給される。
　また、貯湯タンク３の上部には、貯湯タンク３に貯えられた貯湯水を外部熱負荷（給湯器等）に供給するための貯湯水供給路２８が接続されている。また、貯湯タンク３の下部には、市水を供給するための水供給路２７が接続されている。貯湯タンク３に貯えられた貯湯水は、貯湯水供給路２８の末端に設けられたコックや弁（図示せず）を開放することにより、水供給路２７からの市水の供給圧力を受けて、外部熱負荷（給湯器等）に供給される。
　制御器１９は、燃料電池コージェネレーションシステム１００を構成する各機器を制御する機器であれば、どのような形態であってもよい。制御器１９は、マイクロプロセッサ、ＣＰＵ等に例示される演算処理部と、各制御動作を実行するためのプログラムを格納した、メモリ等から構成される記憶部と、時計部と、を備えている。そして、制御器１９は、演算処理部が、記憶部に格納された所定の制御プログラムを読み出し、これを実行することにより、これらの情報を処理し、かつ、これらの制御を含む燃料電池コージェネレーションシステム１００に関する各種の制御を行う。
　なお、制御器１９は、単独の制御器で構成される形態だけでなく、複数の制御器が協働して燃料電池コージェネレーションシステム１００の制御を実行する制御器群で構成される形態であっても構わない。また、制御器１９は、マイクロコントロールで構成されていてもよく、ＭＰＵ、ＰＬＣ(ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ　ｌｏｇｉｃ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒ)、論理回路等によって構成されていてもよい。
　（燃料電池コージェネレーションシステムの動作）
　次に、本実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００の動作について、図１を参照しながら説明する。なお、燃料電池コージェネレーションシステム１００の発電動作は、一般的な燃料電池コージェネレーションシステムと同様に行われるため、その説明は省略する。
　ところで、上述したように、貯湯タンク３に貯留される貯湯水は、一般に、上水道管から供給されるいわゆる市水である。この市水は通常、塩素等の殺菌成分や鉄やシリカなどの不純物に加え、カルシウムやマグネシウム等の硬度成分が微量に含まれている。硬度成分は、地域によって含有量にバラツキがあるが、例えば１５０ｐｐｍを超える濃度の硬度成分を含有する地域も存在する。
　この硬度成分は、水温が高くなるほど、スケールとして析出しやすくなる性質を有するため、貯湯水の温度がある程度高い場合（例えば、７５～９０℃に至る場合）には、硬度成分が貯湯水循環路９を構成する配管等の表面にスケールとして析出し、流路（配管）を徐々に詰まらせていく可能性がある。例えば、スケールは、水温がおおよそ７５℃以上となる範囲で析出することが多いが、その量は温度が高くなるほど増大する。このため、貯湯水循環路９の熱媒体熱交換器７出口近傍は、貯湯水循環路９のうち、最も高温となる部分であるため、スケールが生じるおそれが高い。
　また、スケールの析出は、流れの淀んだところ（すなわち、流れが無いところまたは流速の非常に遅いところ）に発生しやすく、流動の少ないところに硬度成分が滞留し、徐々に濃縮されていくことで、スケールの生成と付着に発展すると考えられている。したがって、熱媒体熱交換器７として、例えば、プレート式熱交換器のような、流路構造を複雑にすることで乱流を生成し伝熱促進を図る熱交換器を使用する場合、貯湯水の滞留を起こしやすくなる。特に、燃料電池コージェネレーションシステム１００を低出力で発電運転を行うと、燃料電池１で発生する熱が小さくなるため、貯湯水循環路９を通流する貯湯水の流量を極めて小さくする必要がある。このため、熱媒体熱交換器７内部に部分的な貯湯水の滞留が起こりやすくなる。
　しかしながら、本実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、制御器１９が、燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止中に、燃料電池１の発電時の最大操作量よりも大きい操作量で貯湯水循環ポンプ４を動作させる貯湯水強制循環運転を行う。
　ここで、「燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止中」とは、制御器１９が燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止処理を開始してから、次の燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転処理を開始するまでの期間をいう
　これにより、貯湯水循環路９内や熱媒体熱交換器７等の熱交換器内への硬度成分の滞留や蓄積を抑制でき、スケールの生成・付着を防止することができる。また、燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止中に、貯湯水強制循環運転を行うため、貯湯水流量の増大に伴って、燃料電池１と熱交換を行う熱媒体の温度が大きく変動しても、燃料電池コージェネレーションシステム１００は、運転停止中であるため、燃料電池１では、発電が行われていない。このため、本実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、燃料電池１における発電の不安定化を回避することができ、運転の信頼性の向上を図ることができる。
　さらに、本実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、貯湯水強制循環運転を行うことで、貯湯水循環路９等内での硬度成分の滞留やスケールの生成を抑制するだけでなく、同時に、貯湯水循環路９や熱媒体熱交換器７等に溜まった空気を排除する機能を果たすこともできる。このため、貯湯水を加熱したときに発生する溶存空気の気泡が、貯湯水循環路９や熱媒体熱交換器７等内に滞留することで生じる貯湯水の流れの不安定化や、空気溜まりによる伝熱面積の縮小に伴う熱交換性能の悪化を抑制することができる。
　なお、制御器１９は、燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止処理時に、貯湯水強制循環運転を行うことが好適である。ここで、「燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止処理」とは、例えば、燃料電池コージェネレーションシステム１００の使用者が、図示されないリモコンを操作して、燃料電池コージェネレーションシステム１００を停止させるように、指示した場合や予め設定された燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止時刻になった場合に、制御器１９が、燃料電池コージェネレーションシステム１００を構成する各機器に運転停止指令を出力してから、燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止のための各処理が終了するまでをいう。
　これにより、貯湯水の流量が増大することで、熱媒体熱交換器７において、貯湯水と熱媒体の間の熱交換量が変動する。そして、この熱交換量の変動により、熱媒体の温度が大きく変動し、ひいては、燃料電池１の温度も大きく変動する。しかしながら、燃料電池コージェネレーションシステム１００は、運転停止処理中であるため、燃料電池１の温度が大きく変動しても、燃料電池１における発電反応の不安定化を回避することができる。したがって、本実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、運転の信頼性の向上を図ることができる。
　また、制御器１９は、燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止処理後に、貯湯水強制循環運転を行ってもよい。この場合、特に、燃料電池コージェネレーションシステム１００が長期にわたって運転を停止した場合において、貯湯水循環路９等内の硬度成分の滞留を抑制することができ、燃料電池コージェネレーションシステム１００の信頼性をより向上させることができる。
　さらに、燃料電池コージェネレーションシステム１００が長期間使用されないような場合、ガス燃焼器や電気ヒータ等の外部熱源（図示せず）を用いて、貯湯タンク３及び貯湯水循環路９内の貯湯水を加熱し、貯湯水の滅菌を行う場合がある。このような加熱滅菌運転時に、制御器１９が、貯湯水強制循環運転を行うことで、貯湯水の高温化に伴うスケールの析出を抑制することができ、燃料電池コージェネレーションシステム１００の信頼性をより向上させることができる。
　（実施の形態２）
　本発明の実施の形態２に係る燃料電池コージェネレーションシステムは、制御器が、燃料電池コージェネレーションシステムの運転停止中で、かつ、貯湯タンクが満蓄状態になったときに、貯湯水強制循環運転を行うように構成されている態様を例示するものである。
　［燃料電池コージェネレーションシステムの構成］
　図２は、本発明の実施の形態２に係る燃料電池コージェネレーションシステムの概略構成を示す模式図である。
　図２に示すように、本発明の実施の形態２に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００は、実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００と基本的構成は同じであるが、第１温度検知器２３、第２温度検知器２４、及び第３温度検知器２５が設けられている点が異なる。具体的には、貯湯タンク３の上部に第１温度検知器２３が設けられていて、貯湯タンク３の中部に第２温度検知器２４が設けられていて、貯湯タンク３の下部には、第３温度検知器２５が設けられている。第１温度検知器２３、第２温度検知器２４、及び第３温度検知器２５は、それぞれ、貯湯水の温度を検知して、その検知した温度を制御器１９に出力するように構成されている。第１温度検知器２３等としては、例えば、サーミスタを用いることができる。
　なお、本実施の形態２においては、温度検知器を、貯湯タンク３の上部、中部、及び下部に設けたが、これに限定されず、貯湯タンク３に任意の場所に、任意の数設けてもよい。
　［燃料電池コージェネレーションシステムの動作］
　本実施の形態２に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００の動作について、図３を参照しながら説明する。
　図３は、本実施の形態２に係る燃料電池コージェネレーションシステムの貯湯水強制循環運転を模式的に示すフローチャートである。
　図３に示すように、制御器１９は、まず、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中であるか否かを確認する（ステップＳ１０１）。制御器１９は、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中でない場合（ステップＳ１０１でＮｏ）には、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中になるまで、ステップＳ１０１を繰り返す。一方、制御器１９は、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中である場合（ステップＳ１０１でＹｅｓ）には、ステップＳ１０２に進む。
　ステップＳ１０２では、制御器１９は、第１～第３温度検知器２３～２５から貯湯水の温度情報を取得する。ついで、制御器１９は、ステップＳ１０２で取得した温度情報に基づいて、貯湯タンク３の蓄熱量を算出する（ステップＳ１０３）。そして、制御器１９は、ステップＳ１０３で算出した蓄熱量を基に、貯湯タンク３が満蓄状態であるか否かを判断する（ステップＳ１０４）。
　ここで、「貯湯タンク３が満蓄状態である」とは、燃料電池で発生した熱を貯湯水が吸収することができない状態をいう。具体的には、貯湯水循環路９を通流する貯湯水が、熱媒体熱交換器７において、燃料電池１で発生した熱を回収した熱媒体から熱を受けることができない状態をいう。例えば、貯湯タンク３の下部に設けた第３温度検出器２５で検出される貯湯水の温度が所定温度以上になった場合、すなわち、貯湯水循環路９を通流する貯湯水が所定温度以上になった場合である。また、所定温度とは、貯湯水が燃料電池で発生した熱を吸収できないほど高くなっている温度をいい、例えば、貯湯タンク３の最下層の温度（第３温度検知器２５で検出された温度）、又は貯湯タンク３の最下層から排出される貯湯水の温度が、４０℃～５０℃の場合である。なお、この場合、貯湯タンク３の貯湯水の平均温度は、６０℃～７０℃になっている。
　制御器１９は、貯湯タンク３が満蓄状態ではない場合（ステップＳ１０４でＮｏ）には、ステップＳ１０２に戻り、貯湯タンク３が満蓄状態になるまで、ステップＳ１０２～ステップＳ１０４を繰り返す。一方、制御器１９は、貯湯タンク３が満蓄状態である場合（ステップＳ１０４でＹｅｓ）には、ステップＳ１０５に進む。なお、ここでは、貯湯タンク３が満蓄状態ではない場合（ステップＳ１０４でＮｏ）には、ステップＳ１０２に戻るように構成したが、ステップＳ１０１に戻り、ステップＳ１０１～ステップＳ１０４を繰り返す構成としてもよい。
　ステップＳ１０５では、制御器１９は、貯湯水循環ポンプ４を作動させる。具体的には、制御器１９は、燃料電池１の発電時における最大操作量よりも大きい操作量で作動させて、貯湯水強制循環運転を行う。
　これにより、本実施の形態２に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００と同様の作用効果を奏することができる。また、本実施の形態２に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止中で、かつ、貯湯タンク３が満蓄状態で貯湯水強制循環運転を行うため、貯湯タンク３内に形成された貯湯水の温度の層である温度成層を崩すことがないので、より一層使い勝手が良い燃料電池コージェネレーションシステムを実現することができる。
　なお、本実施の形態２においては、貯湯タンク３の下部に第３温度検知器２５を設けるように構成したが、これに限定されない。例えば、貯湯タンク３に接続された貯湯水供給路２８に温度センサを設けるように構成してもよい。
　（実施の形態３）
　本発明の実施の形態３に係る燃料電池コージェネレーションシステムは、制御器が、貯湯水強制循環運転を定期的に行うように構成されている態様を例示するものである。
　［燃料電池コージェネレーションシステムの動作］
　本発明の実施の形態３に係る燃料電池コージェネレーションシステムの動作を、図４を参照しながら説明する。なお、本実施の形態３に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００は、実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００と同様の構成であるため、その構成の説明を省略する。
　図４は、本実施の形態３に係る燃料電池コージェネレーションシステムの貯湯水強制循環運転を模式的に示すフローチャートである。
　図４に示すように、制御器１９は、まず、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中であるか否かを確認する（ステップＳ２０１）。制御器１９は、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中でない場合（ステップＳ２０１でＮｏ）には、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中になるまで、ステップＳ２０１を繰り返す。一方、制御器１９は、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中である場合（ステップＳ２０１でＹｅｓ）には、ステップＳ２０２に進む。
　ステップＳ２０２では、制御器１９は、時計部から時間情報を取得する。具体的には、制御器１９が、燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止処理の開始指令を出力してから貯湯水強制循環運転を行っていない場合には、制御器１９は、運転停止処理の開始指令を出力してから経過した時間情報を取得する。また、燃料電池コージェネレーションシステム１００の運転停止処理の開始指令を出力してから貯湯水強制循環運転を行っている場合には、前回の貯湯水強制循環運転を行ってから経過した時間情報を取得する。
　そして、制御器１９は、ステップＳ２０２で取得した時間情報が所定時間以上であるか否かを判断する（ステップＳ２０３）。なお、所定時間は、任意に設定することができ、例えば、１日に一度、貯湯水強制循環運転が行われるように設定してもよい。制御器１９は、ステップＳ２０２で取得した時間情報が所定時間未満である場合（ステップＳ２０３でＮｏ）には、ステップＳ２０２に戻り、時間情報が所定時間以上になるまで、ステップＳ２０２及びステップＳ２０３を繰り返す。一方、制御器１９は、ステップＳ２０２で取得した時間情報が所定時間以上である場合（ステップＳ２０３でＹｅｓ）には、ステップＳ２０４に進む。なお、ここでは、制御器１９は、ステップＳ２０２で取得した時間情報が所定時間未満である場合（ステップＳ２０３でＮｏ）に、ステップＳ２０２に戻るように構成したが、これに限定されず、ステップＳ２０１に戻るように構成してもよい。
　ステップＳ２０４では、制御器１９は、燃料電池１の発電時における最大操作量よりも大きい操作量で作動させて、貯湯水強制循環運転を行う。
　このように構成された本実施の形態３に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００であっても、実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００と同様の作用効果を奏する。また、本実施の形態３に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、貯湯水強制循環運転を定期的に行うことができ、スケールの発生をより抑制することができる。
　さらに、本実施の形態３に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、燃料電池コージェネレーションシステム１００の使用者が、長期間の不在等により、燃料電池コージェネレーションシステムを長期間運転させないような場合であっても、貯湯水強制循環運転を定期的に行うことにより、スケールの発生を抑制することができる。
　（実施の形態４）
　本発明の実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステムは、熱媒体循環路の熱媒体と貯湯水循環路の貯湯水とを熱交換させる熱媒体熱交換器と、熱媒体熱交換器から流出する貯湯水の温度を検出する貯湯水温度検出器と、を備え、制御器が、貯湯水温度検出器の検出温度が第１の所定温度を超えている場合に、貯湯水温度検出器の検出温度が第１の所定温度以下になるまで、貯湯水強制循環運転を行うように構成されている態様を例示するものである。
　［燃料電池コージェネレーションシステムの構成］
　図５は、本発明の実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステムの概略構成を示す模式図である。
　図５に示すように、本発明の実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００は、実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００と基本的構成は同じであるが、貯湯水温度検出器２０が設けられている点が異なる。
　具体的には、貯湯水循環路９の熱媒体熱交換器７が設けられている部分よりも下流側に、貯湯水温度検出器２０が設けられている。なお、貯湯水温度検出器２０は、熱媒体熱交換器７から流出する貯湯水の温度をより正確に検出する観点から、貯湯水循環路９における熱媒体熱交換器７の出口に近い部分に設けられていることが好ましい。貯湯水温度検出器２０は、貯湯水の温度を検出し、検出した温度を制御器１９に出力することができれば、どのような態様であってもよく、例えば、サーミスタを用いることができる。
　なお、制御器１９は、貯湯水温度検出器２０で検出された貯湯水の温度が、所定の温度になるように、貯湯水循環ポンプ４の操作量を制御し、貯湯水循環路９を通流する貯湯水の流量を制御している。
　［燃料電池コージェネレーションシステムの動作］
　図６は、本実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステムの貯湯水強制循環運転を模式的に示すフローチャートである。
　図６に示すように、制御器１９は、まず、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中であるか否かを確認する（ステップＳ３０１）。制御器１９は、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中でない場合（ステップＳ３０１でＮｏ）には、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中になるまで、ステップＳ３０１を繰り返す。一方、制御器１９は、燃料電池コージェネレーションシステム１００が運転停止中である場合（ステップＳ３０１でＹｅｓ）には、ステップＳ３０２に進む。
　ステップＳ３０２では、制御器１９は、貯湯水温度検出器２０から貯湯水の温度情報を取得する。そして、制御器１９は、ステップＳ３０２で取得した温度情報が第１の所定温度よりも高いか否かを判断する（ステップＳ３０３）。なお、第１の所定温度は、任意に設定することができ、熱媒体熱交換器７から流出する貯湯水の温度が、スケールを発生しない程度の温度にすることが好ましい。また、第１の所定の温度は、貯湯タンク３に給水する市水の温度よりも若干高い程度の温度であることがより好ましい。この場合、水供給路２７に水供給路２７を通流する市水の温度を検出する温度検出器を設けてもよい。さらに、第１の所定の温度としては、例えば、４０℃～６０℃に設定してもよく、５０℃に設定してもよい。
　制御器１９は、ステップＳ３０２で取得した温度情報が第１の所定温度以下である場合（ステップＳ３０３でＮｏ）には、本処理を終了する。一方、制御器１９は、ステップＳ３０２で取得した温度情報が第１の所定温度よりも高い場合（ステップＳ３０３でＹｅｓ）には、ステップＳ３０４に進む。なお、ここでは、制御器１９は、ステップＳ３０２で取得した温度情報が第１の所定温度以下である場合（ステップＳ３０３でＮｏ）に、ステップＳ３０２に戻るように構成したが、これに限定されず、ステップＳ３０１に戻るように構成してもよい。
　ステップＳ３０４では、制御器１９は、燃料電池１の発電時における最大操作量よりも大きい操作量で作動させて、貯湯水強制循環運転を行う。ついで、制御器１９は、貯湯水温度検出器２０から貯湯水の温度情報を取得する（ステップＳ３０５）。
　次に、制御器１９は、ステップＳ３０５で取得した温度情報が第１の所定温度以下であるか否かを判断する（ステップＳ３０６）。制御器１９は、ステップＳ３０５で取得した温度情報が第１の所定温度よりも高い場合（ステップＳ３０６でＮｏ）には、ステップＳ３０５に戻り、温度情報が第１の所定温度以下になるまで、ステップＳ３０５及びステップＳ３０６を繰り返す。
　一方、制御器１９は、ステップＳ３０５で取得した温度情報が第１の所定温度以下である場合（ステップＳ３０６でＹｅｓ）には、ステップＳ３０７に進む。ステップＳ３０７では、制御器１９は、貯湯水循環ポンプ４を停止させ、貯湯水強制循環運転を停止させる。
　このように構成された、本実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００であっても、実施の形態１に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００と同様の作用効果を奏する。また、本実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、貯湯水温度検出器２０により、貯湯水循環路９における貯湯水の温度を管理することができる。また、貯湯水強制循環運転を行う際に、貯湯水の温度を管理することによって、水温に依存するスケールの発生をより抑制することができる。このため、本実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、燃料電池コージェネレーションシステム１００の信頼性をより向上させることができる。
　（実施の形態５）
　本発明の実施の形態５に係る燃料電池コージェネレーションシステムは、熱媒体熱交換器の下流側で貯湯水循環路から分岐し、熱媒体熱交換器から流出した貯湯水を貯湯タンクの中部又は下部に戻すように設けられた貯湯水循環分岐路と、熱媒体熱交換器から流出した貯湯水の通流先を貯湯水循環分岐路又は貯湯タンクの上部に切り替えるための流路切替器と、を備え、貯湯水循環路が、熱媒体と熱交換させた貯湯水が貯湯タンクの上部に戻るように構成されていて、制御器が、熱媒体熱交換器から流出した貯湯水の通流先を貯湯水温度検出器の検出温度が第２の所定温度を超えている場合には、貯湯タンクの上部に切り替え、貯湯水温度検出器の検出温度が第２の所定温度以下の場合には、貯湯水循環分岐路に切り替えるように、流路切替器を制御する態様を例示するものである。
　［燃料電池コージェネレーションシステムの構成］
　図７は、本発明の実施の形態５に係る燃料電池コージェネレーションシステムの概略構成を示す模式図である。
　図７に示すように、本発明の実施の形態５に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００は、実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００と基本的構成は同じであるが、流路切替器２１及び貯湯水循環分岐路２２が設けられている点が異なる。
　具体的には、貯湯水循環分岐路２２は、その上流端が、貯湯水循環路９における熱媒体熱交換器７よりも下流側の部分から分岐し、その下流端が、貯湯タンク３の中部に接続されている。また、流路切替器２１は、貯湯水循環路９の貯湯水循環分岐路２２が分岐した部分に設けられていて、熱媒体熱交換器７から貯湯水循環路９に流出した貯湯水の通流先を、貯湯水循環分岐路２２又は貯湯タンク３の上部に切り替えるように構成されている。なお、貯湯水循環分岐路２２の下流端は、貯湯タンク３の下部に接続されてもよい。
　制御器１９は、貯湯水温度検出器２０で検出された貯湯水の温度が、第２の所定温度よりも高い場合には、熱媒体熱交換器７から貯湯水循環路９に流出した貯湯水の通流先を、貯湯タンク３の上部となるように、流路切替器２１を制御する。具体的には、制御器１９は、貯湯水循環路９における流路切替器２１よりも上流側の部分と貯湯水循環路９における流路切替器２１よりも下流側の部分を連通させて、貯湯水循環路９と貯湯水循環分岐路２２の連通を遮断するように、流路切替器２１を作動させる。
　また、制御器１９は、貯湯水温度検出器２０で検出された貯湯水の温度が、第２の所定温度以下である場合には、熱媒体熱交換器７から貯湯水循環路９に流出した貯湯水の通流先を、貯湯水循環分岐路２２となるように、流路切替器２１を制御する。具体的には、制御器１９は、貯湯水循環路９における流路切替器２１よりも上流側の部分と貯湯水循環分岐路２２を連通させて、貯湯水循環路９における流路切替器２１よりも上流側の部分と貯湯水循環路９における流路切替器２１よりも下流側の部分の連通を遮断するように、流路切替器２１を作動させる。
　これにより、貯湯タンク３上部に蓄えられた高温の貯湯水に低温の貯湯水が流入することを抑制することができる。このため、本実施の形態５に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００では、貯湯タンク３の内部に形成された温度成層を崩すことなく、貯湯温度が高く維持され、貯湯タンク３、ひいてはシステム全体のコンパクト化を図ることができる。なお、第２の所定温度は、任意に設定することができ、貯湯タンク３内部に形成された温度成層を維持する観点から、４０℃～６０℃が好ましく、５０℃がより好ましい。
　また、制御器１９は、貯湯水強制循環運転を、燃料電池コージェネレーションシステム１００の満蓄停止処理時に行うように構成されていてもよい。ここで、「燃料電池コージェネレーションシステム１００の満蓄停止処理」とは、貯湯タンク３が満蓄状態になった場合に、燃料電池コージェネレーションシステム１００の発電運転を停止する運転停止処理をいう。貯湯タンク３が満蓄状態である場合、貯湯タンク３内の貯湯水は、上部から下部まで所定温度以上で、ほぼ均一になっている。このため、制御器１９は、熱媒体熱交換器７から貯湯水循環路９に流出した貯湯水の通流先を、貯湯水循環分岐路２２となるように、流路切替器２１を制御することなく、貯湯水強制循環運転を行ってもよい。なお、この場合、制御器１９は、熱媒体熱交換器７から貯湯水循環路９に流出した貯湯水の通流先を、貯湯水循環分岐路２２となるように、流路切替器２１を制御して、貯湯水強制循環運転を行ってもよい。
　このように構成された、本実施の形態５に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００であっても、実施の形態４に係る燃料電池コージェネレーションシステム１００と同様の作用効果を奏する。
　なお、上記の実施の形態１乃至５においては、排ガス熱交換器５及びカソードオフガス熱交換器６の両方を設ける構成を採用したが、これに限定されず、これらの熱交換器のいずれか一方の熱交換器を設ける構成を採用してもよい。このような熱交換器を貯湯水循環路９に設けることにより、貯湯水が回収する熱量を増大することができる。このため、燃料電池コージェネレーションシステム１００における排熱回収効率を向上させることができる。また、このような熱交換器を貯湯水循環路９に設けることにより、通常の発電運転時においても、貯湯水の流量を増加することができるため、貯湯水循環路９や熱媒体熱交換器７等の熱交換器内部への硬度成分の滞留を抑制することができ、スケールの発生をより抑制することができる。
　上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施形態が明らかである。したがって、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の要旨を逸脱することなく、その構造及び／又は機能の詳細を実質的に変更できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組合せにより種々の発明を形成できる。
　本発明に係る燃料電池コージェネレーションシステムは、スケールの生成・付着による流路の詰まりを抑制することができ、燃料電池における発電の不安定化が回避することができるため、燃料電池の分野で有用である。
　１　燃料電池
　２　水素製造装置
　３　貯湯タンク
　４　貯湯水循環ポンプ
　５　排ガス熱交換器
　６　カソードオフガス熱交換器
　７　熱媒体熱交換器
　８　熱媒体循環路
　９　貯湯水循環路
　１０　熱媒体循環ポンプ
　１１　燃焼器
　１２　アノード
　１３　カソード
　１４　冷却流路
　１５　排ガス流路
　１６　カソードオフガス流路
　１７　空気ブロワ
　１８　改質器
　１９　制御器
　２０　貯湯水温度検出器
　２１　流路切替器
　２２　貯湯水循環分岐路
　２３　第１温度検知器
　２４　第２温度検知器
　２５　第３温度検知器
　２６　水位検知器
　２７　水供給路
　２８　貯湯水供給路
　３２　燃料ガス流路
　３３　酸化剤ガス流路
　４２　燃料ガス供給流路
　４３　酸化剤ガス供給流路
　４４　アノードオフガス流路
　５１　燃料電池
　５２　水素製造装置
　５３　貯湯タンク
　５４　貯湯水循環ポンプ
　５５　排ガス熱交換器
　５６　カソードオフガス熱交換器
　５７　冷却水熱交換器
　５８　冷却水循環路
　５９　貯湯水循環路
　６０　冷却水循環ポンプ
　６２　アノード
　６３　カソード
　６４　冷却水流路
　６７　空気ブロワ
　１００　燃料電池コージェネレーションシステム

Claims (5)

  1. 　燃料ガスと酸化剤ガスとを反応させて発電を行う燃料電池を備える燃料電池コージェネレーションシステムにおいて、
    　前記燃料電池コージェネレーションシステムは、
    　貯湯水を貯める貯湯タンクと、
    　前記燃料電池と熱交換を行う熱媒体が循環する熱媒体循環路と、
    　前記貯湯タンクから流出した前記貯湯水を前記熱媒体と熱交換させて前記貯湯タンクに戻す貯湯水循環路と、
    　前記貯湯水循環路の前記貯湯水を循環させる貯湯水循環ポンプと、
    　制御器と、を備え、
    　前記制御器は、前記燃料電池コージェネレーションシステムの運転停止中に、前記燃料電池の発電時の最大操作量よりも大きい操作量で前記貯湯水循環ポンプを動作させる貯湯水強制循環運転を行うように構成されている、燃料電池コージェネレーションシステム。
  2. 　前記制御器は、前記燃料電池コージェネレーションシステムの運転停止中で、かつ、前記貯湯タンクが満蓄状態になったときに、前記貯湯水強制循環運転を行うように構成されている、請求項１に記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
  3. 　前記制御器は、前記貯湯水強制循環運転を定期的に行うように構成されている、請求項１に記載の燃料電池コージェネレーションシステム
  4. 　前記熱媒体循環路の前記熱媒体と前記貯湯水循環路の前記貯湯水とを熱交換させる熱媒体熱交換器と、
    　前記熱媒体熱交換器から流出する貯湯水の温度を検出する貯湯水温度検出器と、を備え、
    　前記制御器は、前記貯湯水温度検出器の検出温度が第１の所定温度を超えている場合に、前記貯湯水温度検出器の検出温度が前記第１の所定温度以下になるまで、前記貯湯水強制循環運転を行うように構成されている、請求項１又は請求項２に記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
  5. 　前記貯湯水循環路は、前記熱媒体と熱交換させた貯湯水が前記貯湯タンクの上部に戻るように構成されていて、
    　前記熱媒体熱交換器の下流側で前記貯湯水循環路から分岐し、前記熱媒体熱交換器から流出した貯湯水を前記貯湯タンクの中部又は下部に戻すように設けられた貯湯水循環分岐路と、
    　前記熱媒体熱交換器から流出した前記貯湯水の通流先を前記貯湯水循環分岐路又は前記貯湯タンクの上部に切り替えるための流路切替器と、を備え、
    　前記制御器は、前記熱媒体熱交換器から流出した前記貯湯水の通流先を前記貯湯水温度検出器の検出温度が第２の所定温度を超えている場合には、前記貯湯タンクの上部に切り替え、前記貯湯水温度検出器の検出温度が前記第２の所定温度以下の場合には、前記貯湯水循環分岐路に切り替えるように、前記流路切替器を制御する、請求項４に記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
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