JP3576057B2 - 燃料電池コージェネレーションシステム - Google Patents
燃料電池コージェネレーションシステム Download PDFInfo
- Publication number
- JP3576057B2 JP3576057B2 JP2000002181A JP2000002181A JP3576057B2 JP 3576057 B2 JP3576057 B2 JP 3576057B2 JP 2000002181 A JP2000002181 A JP 2000002181A JP 2000002181 A JP2000002181 A JP 2000002181A JP 3576057 B2 JP3576057 B2 JP 3576057B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- water
- fuel cell
- cooling water
- temperature
- hot water
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims description 262
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 544
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims description 300
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 claims description 188
- 210000005056 cell body Anatomy 0.000 claims description 60
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 34
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 25
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 22
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 22
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 22
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 19
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 19
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims description 13
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 6
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 5
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 3
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 32
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 30
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 description 15
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 10
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 8
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 6
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000036647 reaction Effects 0.000 description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002984 plastic foam Substances 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002449 FKM Polymers 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
- H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
- H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
- H01M8/04029—Heat exchange using liquids
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
- H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
- H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
- H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
- H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/50—Fuel cells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fuel Cell (AREA)
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料電池システムによる発電および発電に伴う廃熱を回収し温水として利用する燃料電池コージェネレーションシステムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
以下に従来の燃料電池コージェネレーションシステムの構成および動作について説明する。図１３に示すように、燃料電池システム１０１は燃料電池本体１０２、改質器１０３、ブロワー１０４、熱交換器１０５からなり、燃料電池本体１０２は冷却水配管１０６、送水ポンプ１０７を有し、冷却水配管１０６は貯湯タンク１０８に接続される。原燃料である都市ガスやＬＰＧ等は改質器１０３において水素リッチガスに改質され燃料電池本体１０２へ供給される。電池反応に必要となる酸素は空気中に含まれており、空気はブロワー１０４により熱交換器１０５へ供給され、熱交換器１０５において外部より投入された熱（図示せず）と温度および湿度を交換することにより高温高湿状態に調温調湿されたのち燃料電池本体１０２へ供給される。燃料電池本体１０２へ供給された水素リッチガスおよび空気は燃料電池本体１０２内部において反応し電気と水を生成する。反応後の空気および未反応水素ガスを含む水蒸気は燃料電池本体１０２より排出されることになる。電気はインバータ１０９において直流から交流へと変換され負荷１１０へ供給される。燃料電池本体１０２は発電の過程において発熱するので、燃料電池本体１０２の温度を一定に保つために冷却水配管１０６を設け、冷却水を流す方法をとることが一般に知られている。燃料電池本体１０２の発電状態を一定に保つためには、燃料電池本体１０２内部を流れる冷却水の流入流出温度を一定にする必要がある。燃料電池本体１０２に供給される冷却水の温度は７５℃前後であり、燃料電池本体１０２内部を通過する過程で熱を回収することにより５℃前後水温が上昇した状態で流出される。冷却水の循環は送水ポンプ１０７により行われる。冷却水配管１０６は以上のような閉回路を形成しており、冷却水配管１０６の一部が貯湯タンク１０８内を経由することになる。貯湯タンク１０８には６０〜７０℃の温水が貯えられており、燃料電池本体１０２から流出した８０℃前後の温水は貯湯タンク１０８に貯められた水と熱交換されることになり、７５℃前後の温水となって再び燃料電池本体１０２に供給される。貯湯タンク１０８内は常に６０〜７０℃の温水状態に維持するために水温が低いときには加熱装置１１１により追い炊き加熱し、この温水を利用して給湯、暖房などを行うことが可能となる。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】
このような従来の燃料電池コージェネレーションシステムでは、燃料電池本体から流出する温水を直接貯湯タンクへ導き熱交換を行った後、再び燃料電池本体へ供給することになる。燃料電池では冷却水の昇温に投入する熱エネルギー、冷却水循環のための送水ポンプ動力、空気供給のためのブロワー入力、空気昇温および加湿のための投入熱エネルギーは燃料電池の発電により賄われるため、発電効率を向上させるためにはこれらの入力をできるだけ小さくすることが要求されている。
【０００４】
また、貯湯タンクの温水を給湯や暖房に使用することにより貯湯タンク内の温水が減るまたは低温となる。減量分の水は水道から補給し、低温となった温水は燃料電池本体から戻ってくる８０℃前後の冷却水と熱交換を行い昇温することになるが、燃料電池本体に流入流出する冷却水温度を一定にするためには、貯湯タンクを出入する冷却水の温度差を５℃前後に保ち、かつ、燃料電池本体に供給する冷却水の温度は７５℃前後と高くする必要があり、大量の水を補給するあるいは大量の温水が暖房に利用され低温となって戻ってくるような条件では貯湯タンク内の温水温度が急激に低下する。このため燃料電池本体から戻ってくる８０℃前後の冷却水と貯湯タンク内の温水との温度差が大きくなり、冷却水と貯湯タンク内の温水の間で熱交換が進み冷却水の温度が低下し、燃料電池本体に供給する冷却水の温度を７５℃前後に確保することが困難になるという課題があり、給湯や暖房に大量の温水を使用した場合、あるいは貯湯タンク出入口における冷却水の温度差を大きくした場合においても燃料電池本体に流入する冷却水の温度を常に７５℃前後に確保することができることが要求されている。
【０００５】
また、燃料電池本体に流出入する冷却水は時間経過とともに減少し水量不足になるという課題があり、減少した冷却水の不足分を補うことが要求されている。
【０００６】
また、貯湯タンク内に貯えられた温水はタンク内の上下で温度分布ができるが、この温度分布状態は温水の利用状況により異なるため、給湯や暖房への温水利用のための取出し位置や燃料電池本体への冷却水戻り位置を設ける場所が決めにくいという課題があり、貯湯タンク内に貯えられた温水の上下方向にできる温度分布をよりはっきりとさせ、温水利用のための取出し位置決めや燃料電池本体への冷却水戻り位置決めを容易にできることが要求されている。
【０００７】
また、貯湯タンクの温水利用先として給湯、床暖房が考えられているが、電気と温水を併せた利用先の開拓が望まれており、燃料電池による発電から得られる電気と廃熱から得られる温水をバランス良く利用することが可能なシステムが要求されている。
【０００８】
本発明は、このような従来の課題を解決するものであり、冷却水の持つ潜熱を利用し燃料電池に供給する空気の昇温および加湿を行うとともに、燃料電池より排出される空気および水蒸気を利用して冷却水の昇温を行い、燃料電池へ供給する空気を昇温加湿するために必要となる電力すなわち燃料電池の発電の一部により賄われている電力を抑え発電効率を向上させることができ、また、給湯や暖房に大量の温水を使用した場合、あるいは貯湯タンク出入口における冷却水の温度差を大きくした場合においても燃料電池本体に流入する冷却水の温度を常に７５℃前後に確保し冷却水の持つ熱エネルギーの利用率を高めることができ、また、燃料電池本体の温度を一定に保つために利用する冷却水の不足を補うことができ、また、供給空気を加湿するために必要とされる消費電力を抑えることができ、また、貯湯タンク内に貯えられた温水の上下方向にできる温度分布をよりはっきりとさせ、温水利用のための取出し位置決めや燃料電池本体への冷却水戻り位置決めを容易にでき、また、燃料電池による発電から得られる電気と廃熱から得られる温水を同時に利用することのできる燃料電池コージェネレーションシステム提供することを目的としている。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
本発明の燃料電池コージェネレーションシステムは上記目的を達成するために、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記燃料電池本体の発電に伴い発生する熱を冷却水により回収し、冷却水として回収した熱の一部を前記燃料電池本体に供給する空気の温度および湿度を上昇させるために用い、さらに冷却水の持つ熱の一部を貯湯タンク内の温水生成のために用いるとともに、前記燃料電池本体より排出される空気または未反応水素ガスを含む水蒸気の少なくともいずれか一方と冷却水との間で熱交換させることにより、冷却水の温度を上昇させ所定の温度で前記燃料電池本体へ供給するようにしたものである。
【００１０】
また他の手段は、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行うための第二の熱交換手段とを備え、前記第一の熱交換手段と前記第二の熱交換手段を接続する前記冷却水回路に水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクを設けるようにしたものである。
【００１１】
また他の手段は、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記燃料電池本体の発電に伴い発生する熱を冷却水により回収し、冷却水として回収した熱の一部を前記燃料電池本体に供給する空気の温度および湿度を上昇させるために用い、さらに冷却水の持つ熱の一部を貯湯タンク内の温水生成のために用いるとともに、前記燃料電池本体より排出される空気または未反応水素ガスを含む水蒸気の少なくともいずれか一方と冷却水との間で熱交換させることにより、冷却水の温度を上昇させ所定の温度で前記燃料電池本体へ供給する冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクと、前記貯湯タンクに接続され第二の送水手段により前記貯湯タンク内の低温水を循環させる冷温水循環回路と、前記冷温水循環回路および前記冷却水回路に接続され、前記冷温水循環回路より送水される低温水と前記第一の熱交換手段通過後の冷却水との熱交換を行うための第三の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記第三の熱交換手段通過後の冷却水と前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行うための第二の熱交換手段とを備えるようにしたものである。
【００１２】
また他の手段は、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクと、前記貯湯タンクに接続され第二の送水手段により前記貯湯タンク内の低温水を循環させる冷温水循環回路と、前記冷温水循環回路および前記冷却水回路に接続され、前記冷温水循環回路より送水される低温水と前記第一の熱交換手段により熱交換を終えた高温の冷却水との熱交換を行うための第三の熱交換手段と、前記燃料電池本体に接続され前記燃料電池本体において発電反応を終えた未反応水素ガスを含む水蒸気を流出させるための第一の排出管と、前記第一の排出管に接続され未反応水素ガスを含む水蒸気により生成される温水と前記第三の熱交換手段により熱交換を終えた低温の冷却水との熱交換を行うための前記第四の熱交換手段と、前記第四の熱交換手段に接続され低温となった未反応水素ガスを排出するための第二の排出管を備えるようにしたものである。
【００１３】
また他の手段は、第二の熱交換手段および第四の熱交換手段は第三の熱交換手段と燃料電池本体を接続する冷却水回路に並列に設けるようにしたものである。
【００１４】
また他の手段は、第二の熱交換手段において、低温の冷却水と燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換により凝縮生成された結露水を貯えるための貯蔵手段と、前記貯蔵手段に貯えられた結露水を送水するための第三の送水手段と、結露水より不純物を取り除くための第一の不純物除去手段と、前記貯蔵手段および前記第三の送水手段および前記第一の不純物除去手段を連結し結露水を冷却水回路へ送水するための第一の送水回路を備え、前記第一の送水回路を前記燃料電池本体と第一の熱交換手段の間に位置する前記冷却水回路に接続し、冷却水の流れ込みを防止するための第一の逆流防止手段を前記送水回路に設けるようにしたものである。
【００１５】
また他の手段は、第三の熱交換手段により熱交換を行い高温となった循環水の一部を燃料電池本体の冷却水として用いるための第一の補給回路と、前記第一の補給回路内には不純物を取り除くための第二の不純物除去手段と、高温の循環水を送水するための第四の送水手段と、送水量を調節するための流量調整手段とが連結され、前記第一の補給回路は前記第三の熱交換手段および貯湯タンクを接続する冷温水循環回路と、第二の熱交換手段および前記燃料電池本体の間に位置する冷却水回路とを連結するよう接続され、冷却水の流れ込みを防止するための第二の逆流防止手段を前記第一の補給回路に設けるようにしたものである。
【００１６】
また他の手段は、冷却水回路に流れる冷却水の不足を補うための給水タンクと、前記給水タンクと前記冷却水回路とを接続する第二の補給回路と、前記第二の補給回路には前記給水タンクより補助冷却水を送水するための第五の送水手段が連結され、前記第二の補給回路は前記給水タンクと、第二の熱交換手段および第三の熱交換手段の間に位置する前記冷却水回路とを連結するように接続され、冷却水の流れ込みを防止するための第三の逆流防止手段を前記第二の補給回路に設けることにより前記冷却水回路に流れる冷却水の水量不足を補うことのできるようにしたものである。
【００１７】
また他の手段は、貯蔵手段と空気供給手段とをつなぐ第二の送水回路と、前記第二の送水回路に接続された第六の送水手段とを備えるようにしたものである。
【００１８】
また他の手段は、前記貯湯タンク内部に少なくとも一つ以上の仕切手段を地面に対して水平方向に設け、前記貯湯タンク内部の温水を前記仕切手段により上下に完全に隔離することがないよう設置したものである。
【００１９】
また他の手段は、温水と室内空気との熱交換を行うための熱交換器と、熱交換により暖められた空気を前記室内へ供給するための第一の送風機と、前記第一の送風機を駆動するための第一のモータと、前記室内の空気を室外へ排出するための第二の送風機と、前記第二の送風機を駆動するための第二のモータと、前記熱交換器と、前記第一の送風機と、前記第一のモータと、前記第二の送風機および前記第二のモータを収納したケースからなる浴室暖房乾燥機において、貯湯タンクに設けられた温水取出口および前記熱交換器に接続する送水管と、前記熱交換器において前記室内の空気と熱交換を終えた温水が前記貯湯タンクに戻るための戻り管と、前記戻り管は前記熱交換器および前記貯湯タンクに設けらた温水戻り口と接続され、前記送水管および前記戻り管の少なくとも一方に接続された前記熱交換器に温水を循環させるための第七の送水手段と、燃料電池本体における発電による直流の電気を交流に変換するインバータと、前記インバータと前記第一のモータおよび前記第二のモータを結ぶ電源線を備えたものである。
【００２０】
本発明によれば、冷却水の持つ潜熱を利用し燃料電池に供給する空気の昇温および加湿を行うとともに、燃料電池より排出される空気および水蒸気を利用して冷却水の昇温を行い、燃料電池へ供給する空気を昇温加湿するために必要となる電力すなわち燃料電池の発電の一部により賄われている電力を抑え発電効率を向上させることができ、また、給湯や暖房に大量の温水を使用した場合、あるいは貯湯タンク出入口における冷却水の温度差を大きくした場合においても燃料電池本体に流入する冷却水の温度を常に７５℃前後に確保し冷却水の持つ熱エネルギーの利用率を高めることができ、また、燃料電池本体の温度を一定に保つために利用する冷却水の不足を補うことができ、また、供給空気を加湿するために必要とされる消費電力を抑えることができ、また、貯湯タンク内に貯えられた温水の上下方向にできる温度分布をよりはっきりとさせ、温水利用のための取出し位置決めや燃料電池本体への冷却水戻り位置決めを容易にでき、また、燃料電池による発電から得られる電気と廃熱から得られる温水を同時に利用することのできる燃料電池コージェネレーションシステムが得られる。
【００２１】
【発明の実施の形態】
本発明は、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記燃料電池本体の発電に伴い発生する熱を冷却水により回収し、冷却水として回収した熱の一部を前記燃料電池本体に供給する空気の温度および湿度を上昇させるために用い、さらに冷却水の持つ熱の一部を貯湯タンク内の温水生成のために用いるとともに、前記燃料電池本体より排出される空気または未反応水素ガスを含む水蒸気の少なくともいずれか一方と冷却水との間で熱交換させることにより、冷却水の温度を上昇させ所定の温度で前記燃料電池本体へ供給するようにしたものである。
【００２２】
また、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行うための第二の熱交換手段とを備え、前記第一の熱交換手段と前記第二の熱交換手段を接続する前記冷却水回路に水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクを設けた構成となっており、前記燃料電池本体より流出した高温の冷却水は第一の熱交換手段を通過する過程において、前記空気供給手段により供給される常温の空気と熱交換することにより熱を奪われる。一方、前記空気供給手段により供給された常温の空気は、高温の冷却水より熱を奪い高温高湿状態となって前記燃料電池本体へ供給される。前記第一の熱交換手段より流出した冷却水は前記貯湯タンク内の温水と熱交換したのち、前記冷却水回路を流れ前記第二の熱交換手段に流入する。冷却水は前記第二の熱交換手段を通過する過程において、前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行い調温され、再び前記燃料電池本体へと供給されるという作用を有する。
【００２３】
また、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクと、前記貯湯タンクに接続され第二の送水手段により前記貯湯タンク内の低温水を循環させる冷温水循環回路と、前記冷温水循環回路および前記冷却水回路に接続され、前記冷温水循環回路より送水される低温水と前記第一の熱交換手段通過後の冷却水との熱交換を行うための第三の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記第三の熱交換手段通過後の冷却水と前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行うための第二の熱交換手段とを備えたものであり、前記燃料電池本体より流出した高温の冷却水は第一の熱交換手段を通過する過程において、前記空気供給手段により供給される常温の空気と熱交換することにより熱を奪われる。一方、前記空気供給手段により供給された常温の空気は、高温の冷却水より熱を奪い高温高湿状態となって前記燃料電池本体へ供給される。第一の熱交換手段において若干温度を下げた高温の冷却水は第三の熱交換手段を通過する過程において、前記貯湯タンクより流出してきた低温の循環水と熱交換することによりさらに低温の状態となる。前記貯湯タンクより流出してきた低温の循環水は高温の冷却水より熱を奪い高温状態となって再び前記貯湯タンクへ戻る。循環水は前記冷温水循環回路に接続された第二の送水手段により循環することになる。前記貯湯タンク内は常に高温の温水が貯えらた状態となる。前記第三の熱交換手段において低温となった冷却水は前記第二の熱交換手段を通過する過程において、前記燃料電池本体より排出される高温高湿の空気と熱交換することにより高温の冷却水となり再び前記燃料電池本体へと供給されるという作用を有する。
【００２４】
また、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクと、前記貯湯タンクに接続され第二の送水手段により前記貯湯タンク内の低温水を循環させる冷温水循環回路と、前記冷温水循環回路および前記冷却水回路に接続され、前記冷温水循環回路より送水される低温水と前記第一の熱交換手段により熱交換を終えた高温の冷却水との熱交換を行うための第三の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記第三の熱交換手段により熱交換を終えた低温の冷却水と前記燃料電池本体から排出される高温高湿の未反応水素ガスを含む水蒸気との熱交換を行うための第四の熱交換手段とを備えたものであり、前記燃料電池本体に供給された水素含有ガスは発電反応により大半を消費され、前記燃料電池本体の出口からは少量の未反応水素ガスと高温の水蒸気が排出される。前記第三の熱交換手段において低温となった冷却水は前記第四の熱交換手段を通過する過程において、前記燃料電池本体より排出される高温高湿の未反応水素ガスを含む水蒸気と熱交換することにより高温の冷却水となり再び前記燃料電池本体へと供給されるという作用を有する。
【００２５】
また、第二の熱交換手段および第四の熱交換手段は第三の熱交換手段と燃料電池本体を接続する冷却水回路に並列に設けるようにしたものであり、前記冷却水回路を流れる低温の冷却水は分流し、前記第二の熱交換手段と前記第四の熱交換手段にそれぞれ流入する。冷却水は前記第二の熱交換手段を通過する過程において、前記燃料電池本体より排出される高温高湿の空気と熱交換し、前記第四の熱交換手段を通過する過程において、前記燃料電池本体より排出される高温高湿の未反応水素ガスを含む水蒸気と熱交換することにより、それぞれ高温の冷却水となり前記冷却水回路を流れ合流し、再び前記燃料電池本体に供給され、第二の排出管からは少量の未反応水素ガスが排出されるという作用を有する。
【００２６】
また、第二の熱交換手段において、低温の冷却水と燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換により凝縮生成された結露水を貯えるための貯蔵手段と、前記貯蔵手段に貯えられた結露水を送水するための第三の送水手段と、結露水より不純物を取り除くための第一の不純物除去手段と、前記貯蔵手段および前記第三の送水手段および前記第一の不純物除去手段を連結し結露水を冷却水回路へ送水するための第一の送水回路を備え、前記第一の送水回路を前記燃料電池本体と第一の熱交換手段の間に位置する前記冷却水回路に接続し、冷却水の流れ込みを防止するための第一の逆流防止手段を前記送水回路に設けたものであり、前記燃料電池本体から排出される空気は高温高湿であるとともに、前記燃料電池本体内における発電反応により生成された水を含んでいるため、低温の冷却水と熱交換を行うことにより前記第二の熱交換手段において結露し、水となって前記貯蔵手段に貯まることになる。前記貯蔵手段に貯まった水は前記第三の送水手段により前記送水回路を通り前記冷却水回路を流れる冷却水と混合される。結露水に含まれる不純物は前記送水回路に接続された前記第一の不純物除去手段によって取り除かれる。前記第三の送水手段が停止している場合でも前記送水回路に設けられた前記第一の逆流防止手段により冷却水が前記送水回路に流入することはなく、冷却水の水量不足を補うことができる。
【００２７】
また、第三の熱交換手段により熱交換を行い高温となった循環水の一部を燃料電池本体の冷却水として用いるための第一の補給回路と、前記第一の補給回路内には不純物を取り除くための第二の不純物除去手段と、高温の循環水を送水するための第四の送水手段と、送水量を調節するための流量調整手段とが連結され、前記第一の補給回路は前記第二の熱交換手段および貯湯タンクを接続する冷温水循環回路と、第二の熱交換手段および前記燃料電池本体の間に位置する冷却水回路とを連結するよう接続され、冷却水の流れ込みを防止するための第二の逆流防止手段を前記第一の補給回路に設けたものであり、前記冷温水循環回路を流れる高温の循環水の一部は前記第一の補給回路に流れ込む。循環水に含まれる不純物は前記第二の不純物除去手段により取り除かれ、前記冷却水回路へ流入する。前記第一の補給回路を流れる循環水の流量は前記流量調整手段により調節されることとなる。前記第四の送水手段が停止している場合でも前記第一の補給回路に設けられた前記第二の逆流防止手段により冷却水が前記第一の補給回路に流入することはなく、前記冷却水回路を流れる冷却水の水量不足を補うことができる。
【００２８】
また、冷却水回路に流れる冷却水の不足を補うための給水タンクと、前記給水タンクと前記冷却水回路とを接続する第二の補給回路と、前記第二の補給回路には前記給水タンクより補助冷却水を送水するための第五の送水手段が連結され、前記第二の補給回路は前記給水タンクと、第二の熱交換手段および第三の熱交換手段を接続する前記冷却水回路とを連結するように接続され、冷却水の流れ込みを防止するための第三の逆流防止手段を前記第二の補給回路に設けるようにしたものであり、前記給水タンクに貯えられた補助冷却水は前記第五の送水手段により前記第二の補給回路を通り前記冷却水回路へと送り込まれ、前記冷却水回路を流れる冷却水の水量不足を補うことができる。
【００２９】
また、貯蔵手段と空気供給手段とをつなぐ第二の送水回路と、前記第二の送水回路に接続された第六の送水手段とを備えたものであり、前記貯蔵手段に貯まった凝縮水の一部は前記第二の送水回路を流れ、前記空気供給手段へと供給され、第一の熱交換手段へ供給される空気の湿度を高めることができる。
【００３０】
また、前記貯湯タンク内部に少なくとも一つ以上の仕切手段を地面に対して水平方向に設け、前記貯湯タンク内部の温水を前記仕切手段により上下に完全に隔離することがないよう設置したものであり、前記第三の熱交換手段において熱交換を終えた循環水は高温状態となって前記冷温水循環回路を流れ前記貯湯タンクの上部より流れ込む。前記貯湯タンク内の温水は水の持つ性質上、上面ほど水温が高く底面に近づくに従い水温は低くなる傾向を示す。前記貯湯タンク内の温水は前記仕切手段を境に上下における温度差がより明確につくこととなる。前記仕切手段には前記貫通部があるため前記貯湯タンク内の温水は前記仕切手段の上下を温度に応じて移動することが可能となる。前記貯湯タンクの底に近い低温水は前記冷温水循環回路を流れ、前記第三の熱交換手段において前記冷却水回路を流れる高温の冷却水と熱交換を行うことができる。
【００３１】
また、温水と室内空気との熱交換を行うための熱交換器と、熱交換により暖められた空気を前記室内へ供給するための第一の送風機と、前記第一の送風機を駆動するための第一のモータと、前記室内の空気を室外へ排出するための第二の送風機と、前記第二の送風機を駆動するための第二のモータと、前記熱交換器と、前記第一の送風機と、前記第一のモータと、前記第二の送風機および前記第二のモータを収納したケースからなる浴室暖房乾燥機において、貯湯タンクに設けられた温水取出口および前記熱交換器に接続する送水管と、前記熱交換器において前記室内の空気と熱交換を終えた温水が前記貯湯タンクに戻るための戻り管と、前記戻り管は前記熱交換器および前記貯湯タンクに設けらた温水戻り口と接続され、前記送水管および前記戻り管の少なくとも一方に接続された前記熱交換器に温水を循環させるための第七の送水手段と、燃料電池本体における発電による直流の電気を交流に変換するインバータと、前記インバータと前記第一のモータおよび前記第二のモータを結ぶ電源線を備えたものであり、前記温水取出口より流出した温水は前記送水管を通り前記熱交換器へ導かれる。温水は前記熱交換器において前記第一の送風機により供給された前記室内の空気と熱交換を行い熱を奪われ低温水となって戻り管を流れ、前記温水戻り口より前記貯湯タンク内へと流れ込む。冷温水の循環は前記送水管および前記戻り管の少なくとも一方に設けられた前記第七の送水手段により行われる。前記熱交換器において温水から熱を奪った前記室内の空気は温風となって再び前記室内へと供給される。前記第一の送風機には前記第一のモータが接続されており、前記第一のモータに接続された前記電源線に通電されることにより前記第一の送風機より空気が供給される。前記電源線への電気の供給は前記燃料電池本体の発電により行われ、前記燃料電池本体において発電した直流の電気は前記インバータにより交流へと変換され前記電源線より前記第一のモータへと供給されることとなる。前記第二の送風機には前記第二のモータが接続されており、前記第二のモータに接続された前記電源線に通電されることにより前記室内の空気は前記室外へと排出される。前記電源線への電気の供給は前記燃料電池本体の発電により行われ、前記燃料電池本体において発電した直流の電気は前記インバータにより交流へと変換され前記電源線より前記第二のモータへと供給することができる。
【００３２】
以下、本発明の実施例について図面を参照しながら説明する。
【００３３】
【実施例】
（実施例１）
図１、図２および図３に示すように、原燃料である都市ガスやＬＰＧは燃料供給手段である改質器１０３において水素リッチガスに改質され燃料電池本体１０２へ供給される。電池反応に必要となる酸素は空気中に含まれており、空気は空気供給手段として用いるブロワー１０４により燃料電池本体１０２へと供給される。燃料電池本体１０２へ供給された水素リッチガスおよび空気は燃料電池本体１０２内部において反応し、電気と水を生成する。燃料電池本体１０２は発電の過程において発熱するので、燃料電池本体１０２の温度を一定に保つために冷却水回路として冷却水配管１０６を設け、冷却水の循環は第一の送水手段である送水ポンプ１０７により行われる。冷却水には純水を用いる。冷却水配管１０６には第一の熱交換手段として温度および湿度を交換する全熱交換器１、第二の熱交換手段としてフィンチューブ式熱交換器２、第三の熱交換手段としてプレート式熱交換器３が接続されており、プレート式熱交換器３には冷温水循環回路として循環水配管４が接続され、出入口はそれぞれ貯湯タンク１０８に接続されている。貯湯タンク１０８からプレート式熱交換器３へ冷温水を供給する循環水配管４には第二の送水手段として冷温水循環ポンプ５が設置され、プレート式熱交換器３と貯湯タンク１０８間における冷温水の循環を行う。貯湯タンク１０８には水量の減少に伴い水を補給するための補給口６および給湯や暖房に用いる温水を取出すための温水取出口７が設けられている。図２はフィンチューブ式熱交換器２の構成を説明したものであり、図３はプレート式熱交換器３の構成を説明したものである。実線は冷却水の流れを示し、破線は循環水の流れを示す。
【００３４】
上記構成において、燃料電池本体１０２には改質器１０３により生成された高温高湿の水素リッチガス、高温高湿の空気および高温水が供給されることになる。燃料電池本体１０２では発電状態を一定に保つために、燃料電池本体１０２内部を流れる冷却水の流入流出温度を一定にする必要がある。燃料電池本体１０２に供給される冷却水の温度は７５℃前後であり、燃料電池本体１０２内部を通過する過程で熱を回収し流出時の水温は上昇する。燃料電池本体１０２の出入口における水温の上昇は５℃前後になることが望ましい。燃料電池本体１０２より流出した約８０℃の冷却水は冷却水配管１０６を通り全熱交換器１へ流入する。また、全熱交換器１にはブロワー１０４により供給された空気が流入する。約８０℃の冷却水および空気はそれぞれ異なる流路を通りながら熱および湿度の授受を行う。空気は約８０℃の冷却水から熱を奪うとともに加湿され、高温高湿状態となって燃料電池本体１０２へ供給されることとなる。全熱交換器１において熱交換を行った冷却水は約７５℃となって流出し、プレート式熱交換器３へ流入する。プレート式熱交換器３は循環水配管４とも接続されており、循環水配管４は貯湯タンク１０８と接続され１０〜３０℃前後の水がプレート式熱交換器３に流入する。プレート式熱交換器３内は複数のプレートが積層されており、約７５℃の高温冷却水と１０〜３０℃前後の低温循環水が交互に各プレート間を流れ熱交換を行う。冷却水は１５〜３５℃の低温状態となってプレート式熱交換器３から流出する。一方、循環水は６０〜７０℃の高温となって循環水配管４を通り再び貯湯タンク１０８へ戻ることとなる。貯湯タンク１０８には補給口６および温水取出口７が設けられており、温水取出口７からは必要に応じて給湯、暖房用に温水が取出されることとなる。貯湯タンク１０８内の温水が給湯や暖房に利用され、貯湯タンク１０８内の水量が不足してきた場合は補給口６より常温の水が補給される。常温の水は温度が低いため貯湯タンク１０８の底の方に貯まり、循環水配管４よりプレート式熱交換器３へ供給される。貯湯タンク１０８には６０〜７０℃の高温となった温水が循環水配管４より供給されるため常に大量の温水を貯えた状態となっている。一方、プレート式熱交換器３において低温の循環水と熱交換を行い１５〜３５℃の低温状態となった冷却水は冷却水配管１０６を通りフィンチューブ式熱交換器２へ流入する。また、フィンチューブ式熱交換器２には燃料電池本体１０２に供給され電池反応を終えた高温高湿の空気が供給され、フィンチューブ式熱交換器２のチューブ８内を通る冷却水と熱交換を行うこととなる。高温高湿の空気はフィンチューブ式熱交換器２を通過する過程においてフィン９およびチューブ８と接触することにより冷却水に熱を奪われ、低温状態となって排気される。また、チューブ８内を流れる冷却水は高温高湿の空気から熱を奪うことにより７５℃前後まで水温が上昇し、冷却水配管１０６を通り再び燃料電池本体１０２へ供給されることとなる。電池本体１０２に流入する冷却水の温度は約７５℃、流出する冷却水の温度は約８０℃と常に一定に維持しながら冷却水を１５〜３５℃の低温まで利用することができるため、貯湯タンク内の温水を大量に利用することが可能であり、低温となった冷却水の温度を再度上昇させるために燃料電池本体１０２より排出される空気の廃熱を利用することにより冷却水の持つ熱エネルギーの利用率を向上することが可能となる。
【００３５】
なお、実施例では原燃料を都市ガスやＬＰＧとしたが、水素ボンベや水素吸蔵合金を用いて純水素を供給してもよく、その作用効果に差異を生じない。また、第一の熱交換手段として全熱交換器を用いたが、温度および湿度の交換ができればよく、加湿器などを用いてもその作用効果に差異を生じない。また、第二の熱交換手段としてフィンチューブ式熱交換器を用いたが、シェル＆チューブ式熱交換器を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、第三の熱交換手段としてプレート式熱交換器を用いたが、冷却水と循環水が混ざり合うことなく熱交換できればよく、プレート式熱交換器にかえて二重配管やシェル＆チューブ式熱交換器あるいはスパイラル式熱交換器を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、冷却水として純水を用いたが、イオン交換水を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、冷温水循環ポンプを貯湯タンクからプレート式熱交換器へ冷温水を供給する循環水配管に設けたが、プレート式熱交換器から貯湯タンクへ冷温水を供給する循環水配管に設けてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００３６】
（実施例２）
図４および図５に示すように、第一のステンレスパイプ１０は一方の端面を燃料電池本体１０２の水素リッチガス排出口に接続され、もう一方の端面は第四の熱交換手段であるシェル＆チューブ式熱交換器１１に接続される。シェル＆チューブ式熱交換器１１は内部に７５〜８０℃程度の温水を貯えたものであり、冷却水配管１０６はシェル＆チューブ式熱交換器１１の内部において温水と接触するように設けてある。さらに、シェル＆チューブ式熱交換器１１には第二のステンレスパイプ１２がシェル＆チューブ式熱交換器１１内部の温水に接することのないよう接続されている。図５はシェル＆チューブ式熱交換器１１の構成を説明したものである。
【００３７】
上記構成において、燃料電池本体１０２からは発電反応を終えた少量の未反応水素ガスを含む高温の水蒸気が排出される。少量の未反応水素ガスを含む水蒸気は第一のステンレスパイプ１０内を通りシェル＆チューブ式熱交換器１１内に供給され、水蒸気は凝縮されることによりシェル＆チューブ式熱交換器１１内に温水となってとどまり、少量の未反応水素ガスは第二のステンレスパイプ１２より外部へと放出される。第二のステンレスパイプ１２の端面は温水より上方にあり、かつ、温水と接していないため、シェル＆チューブ式熱交換器１１内の温水が第二のステンレスパイプ１２から吹き出すことはない。一方、シェル＆チューブ式熱交換器１１内のチューブ１３には冷却水配管１０６が接続されており、冷却水配管１０６の内部を流れる１５〜３５℃の低温となった冷却水はチューブ１３内を流れ再び冷却水配管１０６へと流出する。チューブ１３内を流れる低温の冷却水はチューブ１３に接する高温の温水と熱交換を行い、シェル＆チューブ式熱交換器１１の出口において約７５℃の温水状態となり冷却水配管１０６へ流れ、燃料電池本体１０２へ供給されることとなる。シェル＆チューブ式熱交換器１１内の温水は冷却水により熱を奪われるが、第一のステンレスパイプ１０から流入する高温の水蒸気および高温の未反応水素ガスより熱の供給があるため、温水温度が低下することなく、シェル＆チューブ式熱交換器１１内の温水を高温に保つことができ、冷却水の温度を一定にすることができる。
【００３８】
なお、実施例では第一の排出管および第二の排出管にステンレスパイプを用いたが、耐熱性に優れ水素ガスを漏洩させることがなければよく、銅パイプ、チタンパイプ、ＰＦＡチューブを用いてもその作用効果に差異を生じない。また、第四の熱交換手段としてシェル＆チューブ式熱交換器を用いたが、プレート式熱交換器を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００３９】
（実施例３）
図６に示すように、プレート式熱交換器３の出口に接続された冷却水配管１０６は二つに分岐し、一方はフィンチューブ式熱交換器２に接続され、もう一方はシェル＆チューブ式熱交換器１１に接続される。フィンチューブ式熱交換器２の出口に接続された冷却水配管１０６とシェル＆チューブ式熱交換器１１の出口に接続された冷却水配管１０６は合流したのち、燃料電池本体１０２へと供給される。
【００４０】
上記構成において、プレート式熱交換器３より流出した１５〜３５℃程度の低温の冷却水は冷却水配管１０６内を流れ、冷却水配管１０６に並列に接続されたフィンチューブ式熱交換器２およびシェル＆チューブ式熱交換器１１に流入する。フィンチューブ式熱交換器２には、燃料電池本体１０２に供給され電池反応を終えた高温高湿の空気が供給され、フィンチューブ式熱交換器２のチューブ８内を通る低温の冷却水と熱交換を行うこととなる。高温高湿の空気はフィンチューブ式熱交換器２を通過する過程においてフィン９およびチューブ８を通し冷却水に熱を奪われ、低温状態となって排気される。また、チューブ８内を流れる冷却水は７５℃前後まで水温が上昇し冷却水配管１０６へ流出する。また、シェル＆チューブ式熱交換器１１は内部に７５〜８０℃程度の温水を貯えたものであり、冷却水配管１０６はシェル＆チューブ式熱交換器１１の内部において温水と接触するように設けてあり、冷却水配管１０６の内部を流れる１５〜３５℃の低温となった冷却水はチューブ１３に接する高温の温水と熱交換を行い、シェル＆チューブ式熱交換器１１の出口において約７５℃の温水状態となり冷却水配管１０６へ流出する。フィンチューブ式熱交換器２およびシェル＆チューブ式熱交換器１１から流出した高温の冷却水は合流し、燃料電池本体１０２へと供給されることとなる。冷却水を低温まで利用し、かつ、低温となった冷却水の温度を再度上昇させるために燃料電池本体１０２より排出される空気および少量の未反応水素ガスを含む水蒸気の廃熱を利用することにより熱交換効率を向上し、燃料電池本体１０２に流入する冷却水の温度は約７５℃、流出する冷却水の温度は約８０℃と常に一定に維持することが可能となる。
【００４１】
（実施例４）
図７に示すように、フィンチューブ式熱交換器２には、低温の冷却水と燃料電池本体１０２から排出される高温高湿の空気との熱交換により凝縮生成された結露水を貯えるための貯蔵手段としてドレンパン１４が取付けられており、ドレンパン１４は貯えた結露水を流出させるための冷却水用排出口１５を有し、冷却水用排出口１５にはＰＦＡチューブ１６が接続されている。ＰＦＡチューブ１６のもう一端は燃料電池本体１０２と全熱交換器１をつないでいる冷却水配管１０６に接続される。ＰＦＡチューブ１６には第三の送水手段としての送水ポンプ１７、第一の不純物除去手段としての中空糸膜フィルタ１８、第一の逆流防止手段としての逆止弁１９が順次接続される。
【００４２】
上記構成において、燃料電池本体１０２から排出される空気は高温高湿であるとともに、燃料電池本体１０２内における発電反応により生成された水を含んだ状態となっており、フィンチューブ式熱交換器２において冷却水配管１０６を流れる１５〜３５℃程度の低温の冷却水と熱交換を行う。低温の冷却水は空気の持つ熱を奪うことにより７５℃前後の高温状態となり、フィンチューブ式熱交換器２から排出される空気は低温低湿状態となる。フィンチューブ式熱交換器２には熱交換により生じる凝縮水が付着し自重により滴下する。滴下した結露水はドレンパン１４に貯えられ、冷却水用排出口１５に接続されたＰＦＡチューブ１６へと導かれる。ＰＦＡチューブ１６内の結露水は冷却水配管１０６へと流れ込むが、結露水に不純物が混入している場合においても中空糸膜フィルタ１８により除去されるため、冷却水配管１０６内に異物が混入することはない。また、ＰＦＡチューブ１６に取付けられた逆止弁１９により、冷却水配管１０６を流れる７５℃前後の高温冷却水がＰＦＡチューブ１６を通りドレンパン１４へ逆流することはなく、冷却水配管１０６における冷却水の水量不足を補うことができる。
【００４３】
なお、実施例では送水回路としてＰＦＡチューブを用いたが、ＰＶＣチューブ、バイトンチューブ、シリコンチューブまたはステンレスパイプなどの金属配管を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、第一の不純物除去手段として中空糸膜フィルタを用いたが、プラスチック発泡フィルタや活性炭カートリッジフィルタを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、送水ポンプ、中空糸膜フィルタ、逆止弁の順に接続したが、任意の順に接続してよく、その作用効果に差異を生じない。また、第一の逆流防止手段として逆止弁を用いたが、電磁弁を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００４４】
（実施例５）
図８に示すように、高温となった循環水の一部を燃料電池本体１０２の冷却水として用いるための第一の補給回路としてステンレスパイプ２０を備え、ステンレスパイプ２０は一端を高温の循環水が流れる循環水配管４と接続し、もう一端をフィンチューブ式熱交換器２と燃料電池本体１０２をつなぐ冷却水配管１０６と接続する。ステンレスパイプ２０には第二の不純物除去手段としての活性炭カートリッジフィルタ２１、第四の送水手段としての温水循環ポンプ２２、流量調整手段としてのパルス式電動膨張弁２３、第二の逆流防止手段としての電磁弁２４が順次連結された構成となっている。
【００４５】
上記構成において、循環水配管４を流れる７５℃前後の循環水の一部はステンレスパイプ２０に流れ込む。ステンレスパイプ２０に流れ込んだ循環水は温水循環ポンプ２２により冷却水配管１０６に送水される。循環水の温度および冷却水の温度はともに７５℃前後であり、この温度を保った状態で冷却水は燃料電池本体１０２へ再び流入することになる。ステンレスパイプ２０を流れる循環水にごみ等の不純物が混入した場合、活性炭カートリッジフィルタ２１により不純物は取り除かれる。冷却水配管１０６に供給される循環水の水量はパルス式電動膨張弁２３の開度を変化することにより調節される。ステンレスパイプ２０には電磁弁２４が接続されているため、万一冷却水がステンレスパイプ２０を逆流するようなことがあった場合でも電磁弁２４を閉じることにより逆流を回避することができる。循環水の一部を利用することにより冷却水の水量不足を補うことができる。
【００４６】
なお、実施例では第一の補給回路としてステンレスパイプを用いたが、ＰＦＡチューブを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、第二の不純物除去手段として活性炭カートリッジフィルタを用いたが、中空糸膜フィルタ、プラスチック発泡フィルタを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、流量調整手段としてパルス式電動膨張弁を用いたが、ダイヤフラム式電動膨張弁、手動式バルブを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、温水循環ポンプ、パルス式電動膨張弁、電磁弁の順に接続したが、任意の順に接続してよく、その作用効果に差異を生じない。
【００４７】
（実施例６）
図９に示すように、冷却水補給のための給水タンク２５はＰＦＡチューブ２６によりプレート式熱交換器３とフィンチューブ式熱交換器２をつなぐ冷却水配管１０６と接続されている。ＰＦＡチューブ２６には第五の送水手段としての送水ポンプ２７および第三の逆流防止手段としての逆止弁２８が順次接続されている。
【００４８】
上記構成において、給水タンク２５内の常温の純水もしくはイオン交換水はＰＦＡチューブ２６を通り送水ポンプ２７により冷却水配管１０６へと送り込まれる。冷却水配管１０６には１５〜３５℃程度の冷却水が流れており、純水もしくはイオン交換水はこの冷却水と混合しフィンチューブ式熱交換器２へと流れる。ＰＦＡチューブ２６には逆止弁２８が設けられているため、冷却水配管１０６を流れる冷却水が給水タンク２５に逆流することはない。給水タンク２５より純水を補給することにより冷却水の水量不足を補うことができる。
【００４９】
なお、実施例では第二の補給回路としてＰＦＡチューブを用いたが、ステンレスパイプ、チタンパイプを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、送水ポンプ、逆止弁の順に接続したが、逆止弁、送水ポンプの順に接続してもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００５０】
（実施例７）
図１０に示すように、ドレンパン１４に設けられた空気加湿用排出口２９にはＰＦＡチューブ３０が接続され、ＰＦＡチューブ３０はを第六の送水手段である送水ポンプ３１を経由し、他端をブロワー１０４へ接続する構成となっている。
【００５１】
上記構成において、ドレンパン１４に貯えられた凝縮水の一部は空気加湿用排出口２９より流出し、送水ポンプ３１によりＰＦＡチューブ３０内を送水されブロワー１０４へ供給される。ブロワー１０４に供給された凝縮水は空気と混合され低温の加湿空気となって全熱交換器１に供給されることとなる。低温の加湿空気は全熱交換器１において高温の冷却水と熱交換を行い、高温高湿の空気となり燃料電池本体１０２へ供給される。全熱交換器などの加湿手段を設けることなく、高温高湿状態の空気をつくりだすことが可能となる。
【００５２】
なお、実施例では第二の送水回路としてＰＦＡチューブを用いたが、ステンレスパイプやチタンパイプを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００５３】
（実施例８）
図１１に示すように、貯湯タンク１０８内には仕切手段としてステンレスボード３２を地面に対して水平方向に３枚設け、各々のステンレスボード３２は貯湯タンク１０８内部の温水を上下に完全に分離することがないよう隙間を設けた構成となっている。
【００５４】
上記構成において、プレート式熱交換器３で熱交換を終え６０〜７０℃の高温となった循環水は循環水配管４を通り貯湯タンク１０８内に戻る。水は温度が高くなるほど比重が小さくなるため、温度が高い水は貯湯タンク１０８の上の方に温度の低くなった水は貯湯タンクの底の方に移動し貯湯タンク１０８内に温度分布ができる。貯湯タンク１０８内に設けた３枚のステンレスボード３２により貯湯タンク１０８内の温水は上下方向への移動が制約されるが、各々のステンレスボード３２は温水を上下に完全に分離するわけではないため、温度の低くなった温水は各ステンレスボード３２の隙間を通り徐々に底の方へ移動することになる。プレート式熱交換器３へ供給する循環水を貯湯タンク１０８の下部より取出すことにより、確実に低温の循環水を供給することが可能となる。貯湯タンク１０８内において上下方向にできる温度分布をよりはっきりとつけることにより、確実に低温の循環水をプレート式熱交換器３へ供給するとともに給湯や暖房など目的に応じて必要となる温度の温水を取出すことができる。
【００５５】
なお、実施例では仕切手段としてステンレスボードを用いたが、温水温度に耐えることができ変形、劣化することがなければ他の材質を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、仕切手段の枚数を３枚としたが、１枚、２枚あるいは４枚以上でもよく、その作用効果に差異を生じない。また、ステンレスボードを段違いに挿入したが、温水が上下方向への移動することを制約できればよく、ステンレスボードに穴を設ける等の方法を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００５６】
（実施例９）
図１２に示すように、浴室暖房乾燥機１１２はケース１１３内に熱交換器としてのフィンチューブ式熱交換器１１４と、熱交換により暖められた空気を室内へ供給するための第一の送風機としての給気用シロッコファン１１５と、給気用シロッコファン１１５を駆動するための第一のモータとしての給気ファン用モータ１１６と、室内の空気を室外へ排出するための第二の送風機としての排気用シロッコファン１１７と、排気用シロッコファン１１７を駆動するための第二のモータとしての排気ファン用モータ１１８に収納しており、貯湯タンク１０８に設けられた温水取出口７およびフィンチューブ式熱交換器１１４には送水管３３が接続されている。また、フィンチューブ式熱交換器１１４には室内の空気と熱交換を終えた温水が貯湯タンク１０８に戻るための戻り管３４も接続されており、戻り管３４の他端は貯湯タンク１０８に設けられた温水戻り口３５に接続される。送水管３３には第七の送水手段としての送水ポンプ３６が設置されている。燃料電池本体１０２における発電反応によりつくられた電気はインバータ１０９により直流から交流へ変換され、インバータ１０９と給気ファン用モータ１１６、排気ファン用モータ１１８は電源線３７により結線される構成となる。
【００５７】
上記構成において、貯湯タンク１０８に貯えられた温水は温水取出し口１３から送水管３３を通りフィンチューブ式熱交換器１１４へと供給される。温水はフィンチューブ式熱交換器１１４において給気用シロッコファン１１５により送風される室内空気と熱交換を行い、低温となって戻り管３４を流れ温水戻り口３５より再び貯湯タンク１０８に流入する。フィンチューブ式熱交換器１１４において温水より熱を奪った空気は温風となって再び室内へ供給される。室内空気を換気する場合は、排気用シロッコファン１１７により室内空気を吸引し室外へと排出する。給気用シロッコファン１１５および排気用シロッコファン１１７を駆動するために用いる給気ファン用モータ１１６と排気ファン用モータ１１８へは、燃料電池本体１０２における発電反応からつくりだされた直流の電気をインバータ１０９により交流へと変換したものを電源線３７より送電され、給気用シロッコファン１１５および排気用シロッコファン１１７は送風可能となり、燃料電池本体１０２による発電から得られる電気と廃熱から得られる温水を同時に利用することができるものである。
【００５８】
なお、実施例では送水ポンプを送水管へ設けたが、戻り管へ取付けてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００５９】
【発明の効果】
以上の実施例から明らかなように、本発明によれば燃料電池本体に供給する空気の昇温および加湿を冷却水の持つ潜熱により賄うため、昇温加湿のために必要とされる消費電力を抑制し燃料電池の発電効率を向上する効果のある燃料電池コージェネレーションシステムを提供できる。
【００６０】
また、６０〜７０℃の温水を貯湯タンクに供給し１０〜３０℃の低温となった水を貯湯タンクから取出すことにより、給湯や暖房に大量の温水を使用することができ、かつ、燃料電池本体に流入する冷却水の温度を常に７５℃前後に確保することができ、低温となった冷却水は空気や水蒸気の熱により昇温することにより冷却水の持つ熱エネルギーの利用率を高めることができるという効果のある燃料電池コージェネレーションシステムを提供できる。
【００６１】
また、燃料電池本体の温度を一定に保つために利用する冷却水の不足を補うことができる効果のある燃料電池コージェネレーションシステムを提供できる。
【００６２】
また、貯湯タンク内に貯えられた温水の上下方向にできる温度分布をよりはっきりとさせ、温水利用のための取出し位置決めや燃料電池本体への冷却水戻り位置決めを容易にできる効果のある燃料電池コージェネレーションシステムを提供できる。
【００６３】
また、燃料電池による発電から得られる電気と廃熱から得られる温水を同時に利用することのできる効果のある燃料電池コージェネレーションシステムを提供できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施例１の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図２】同フィンチューブ式熱交換器の説明図
【図３】同プレート式熱交換器の説明図
【図４】本発明の実施例２の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図５】同シェル＆チューブ式熱交換器の説明図
【図６】本発明の実施例３の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図７】本発明の実施例４の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図８】本発明の実施例５の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図９】本発明の実施例６の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図１０】本発明の実施例７の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図１１】本発明の実施例８の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図１２】本発明の実施例９の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図１３】従来の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【符号の説明】
１ 全熱交換器
２ フィンチューブ式熱交換器
３ プレート式熱交換器
４ 循環水配管
５ 冷温水循環ポンプ
６ 補給口
７ 温水取出口
１０ 第一のステンレスパイプ
１１ シェル＆チューブ式熱交換器
１２ 第二のステンレスパイプ
１４ ドレンパン
１６ ＰＦＡチューブ
１７ 送水ポンプ
１８ 中空糸膜フィルタ
１９ 逆止弁
２０ ステンレスパイプ
２１ 活性炭カートリッジフィルタ
２２ 温水循環ポンプ
２３ パルス式電動膨張弁
２４ 電磁弁
２５ 給水タンク
２６ ＰＦＡチューブ
２７ 送水ポンプ
２８ 逆止弁
３０ ＰＦＡチューブ
３１ 送水ポンプ
３２ ステンレスボード
３３ 送水管
３４ 戻り管
３５ 温水戻り口
３６ 送水ポンプ
３７ 電源線
１０２ 燃料電池本体
１０３ 改質器
１０４ ブロワー
１０６ 冷却水配管
１０７ 送水ポンプ
１０８ 貯湯タンク
１０９ インバータ
１１２ 浴室暖房乾燥機
１１３ ケース
１１４ フィンチューブ式熱交換器
１１５ 給気用シロッコファン
１１６ 給気ファン用モータ
１１７ 排気用シロッコファン
１１８ 排気ファン用モータ
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料電池システムによる発電および発電に伴う廃熱を回収し温水として利用する燃料電池コージェネレーションシステムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
以下に従来の燃料電池コージェネレーションシステムの構成および動作について説明する。図１３に示すように、燃料電池システム１０１は燃料電池本体１０２、改質器１０３、ブロワー１０４、熱交換器１０５からなり、燃料電池本体１０２は冷却水配管１０６、送水ポンプ１０７を有し、冷却水配管１０６は貯湯タンク１０８に接続される。原燃料である都市ガスやＬＰＧ等は改質器１０３において水素リッチガスに改質され燃料電池本体１０２へ供給される。電池反応に必要となる酸素は空気中に含まれており、空気はブロワー１０４により熱交換器１０５へ供給され、熱交換器１０５において外部より投入された熱（図示せず）と温度および湿度を交換することにより高温高湿状態に調温調湿されたのち燃料電池本体１０２へ供給される。燃料電池本体１０２へ供給された水素リッチガスおよび空気は燃料電池本体１０２内部において反応し電気と水を生成する。反応後の空気および未反応水素ガスを含む水蒸気は燃料電池本体１０２より排出されることになる。電気はインバータ１０９において直流から交流へと変換され負荷１１０へ供給される。燃料電池本体１０２は発電の過程において発熱するので、燃料電池本体１０２の温度を一定に保つために冷却水配管１０６を設け、冷却水を流す方法をとることが一般に知られている。燃料電池本体１０２の発電状態を一定に保つためには、燃料電池本体１０２内部を流れる冷却水の流入流出温度を一定にする必要がある。燃料電池本体１０２に供給される冷却水の温度は７５℃前後であり、燃料電池本体１０２内部を通過する過程で熱を回収することにより５℃前後水温が上昇した状態で流出される。冷却水の循環は送水ポンプ１０７により行われる。冷却水配管１０６は以上のような閉回路を形成しており、冷却水配管１０６の一部が貯湯タンク１０８内を経由することになる。貯湯タンク１０８には６０〜７０℃の温水が貯えられており、燃料電池本体１０２から流出した８０℃前後の温水は貯湯タンク１０８に貯められた水と熱交換されることになり、７５℃前後の温水となって再び燃料電池本体１０２に供給される。貯湯タンク１０８内は常に６０〜７０℃の温水状態に維持するために水温が低いときには加熱装置１１１により追い炊き加熱し、この温水を利用して給湯、暖房などを行うことが可能となる。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】
このような従来の燃料電池コージェネレーションシステムでは、燃料電池本体から流出する温水を直接貯湯タンクへ導き熱交換を行った後、再び燃料電池本体へ供給することになる。燃料電池では冷却水の昇温に投入する熱エネルギー、冷却水循環のための送水ポンプ動力、空気供給のためのブロワー入力、空気昇温および加湿のための投入熱エネルギーは燃料電池の発電により賄われるため、発電効率を向上させるためにはこれらの入力をできるだけ小さくすることが要求されている。
【０００４】
また、貯湯タンクの温水を給湯や暖房に使用することにより貯湯タンク内の温水が減るまたは低温となる。減量分の水は水道から補給し、低温となった温水は燃料電池本体から戻ってくる８０℃前後の冷却水と熱交換を行い昇温することになるが、燃料電池本体に流入流出する冷却水温度を一定にするためには、貯湯タンクを出入する冷却水の温度差を５℃前後に保ち、かつ、燃料電池本体に供給する冷却水の温度は７５℃前後と高くする必要があり、大量の水を補給するあるいは大量の温水が暖房に利用され低温となって戻ってくるような条件では貯湯タンク内の温水温度が急激に低下する。このため燃料電池本体から戻ってくる８０℃前後の冷却水と貯湯タンク内の温水との温度差が大きくなり、冷却水と貯湯タンク内の温水の間で熱交換が進み冷却水の温度が低下し、燃料電池本体に供給する冷却水の温度を７５℃前後に確保することが困難になるという課題があり、給湯や暖房に大量の温水を使用した場合、あるいは貯湯タンク出入口における冷却水の温度差を大きくした場合においても燃料電池本体に流入する冷却水の温度を常に７５℃前後に確保することができることが要求されている。
【０００５】
また、燃料電池本体に流出入する冷却水は時間経過とともに減少し水量不足になるという課題があり、減少した冷却水の不足分を補うことが要求されている。
【０００６】
また、貯湯タンク内に貯えられた温水はタンク内の上下で温度分布ができるが、この温度分布状態は温水の利用状況により異なるため、給湯や暖房への温水利用のための取出し位置や燃料電池本体への冷却水戻り位置を設ける場所が決めにくいという課題があり、貯湯タンク内に貯えられた温水の上下方向にできる温度分布をよりはっきりとさせ、温水利用のための取出し位置決めや燃料電池本体への冷却水戻り位置決めを容易にできることが要求されている。
【０００７】
また、貯湯タンクの温水利用先として給湯、床暖房が考えられているが、電気と温水を併せた利用先の開拓が望まれており、燃料電池による発電から得られる電気と廃熱から得られる温水をバランス良く利用することが可能なシステムが要求されている。
【０００８】
本発明は、このような従来の課題を解決するものであり、冷却水の持つ潜熱を利用し燃料電池に供給する空気の昇温および加湿を行うとともに、燃料電池より排出される空気および水蒸気を利用して冷却水の昇温を行い、燃料電池へ供給する空気を昇温加湿するために必要となる電力すなわち燃料電池の発電の一部により賄われている電力を抑え発電効率を向上させることができ、また、給湯や暖房に大量の温水を使用した場合、あるいは貯湯タンク出入口における冷却水の温度差を大きくした場合においても燃料電池本体に流入する冷却水の温度を常に７５℃前後に確保し冷却水の持つ熱エネルギーの利用率を高めることができ、また、燃料電池本体の温度を一定に保つために利用する冷却水の不足を補うことができ、また、供給空気を加湿するために必要とされる消費電力を抑えることができ、また、貯湯タンク内に貯えられた温水の上下方向にできる温度分布をよりはっきりとさせ、温水利用のための取出し位置決めや燃料電池本体への冷却水戻り位置決めを容易にでき、また、燃料電池による発電から得られる電気と廃熱から得られる温水を同時に利用することのできる燃料電池コージェネレーションシステム提供することを目的としている。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
本発明の燃料電池コージェネレーションシステムは上記目的を達成するために、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記燃料電池本体の発電に伴い発生する熱を冷却水により回収し、冷却水として回収した熱の一部を前記燃料電池本体に供給する空気の温度および湿度を上昇させるために用い、さらに冷却水の持つ熱の一部を貯湯タンク内の温水生成のために用いるとともに、前記燃料電池本体より排出される空気または未反応水素ガスを含む水蒸気の少なくともいずれか一方と冷却水との間で熱交換させることにより、冷却水の温度を上昇させ所定の温度で前記燃料電池本体へ供給するようにしたものである。
【００１０】
また他の手段は、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行うための第二の熱交換手段とを備え、前記第一の熱交換手段と前記第二の熱交換手段を接続する前記冷却水回路に水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクを設けるようにしたものである。
【００１１】
また他の手段は、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記燃料電池本体の発電に伴い発生する熱を冷却水により回収し、冷却水として回収した熱の一部を前記燃料電池本体に供給する空気の温度および湿度を上昇させるために用い、さらに冷却水の持つ熱の一部を貯湯タンク内の温水生成のために用いるとともに、前記燃料電池本体より排出される空気または未反応水素ガスを含む水蒸気の少なくともいずれか一方と冷却水との間で熱交換させることにより、冷却水の温度を上昇させ所定の温度で前記燃料電池本体へ供給する冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクと、前記貯湯タンクに接続され第二の送水手段により前記貯湯タンク内の低温水を循環させる冷温水循環回路と、前記冷温水循環回路および前記冷却水回路に接続され、前記冷温水循環回路より送水される低温水と前記第一の熱交換手段通過後の冷却水との熱交換を行うための第三の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記第三の熱交換手段通過後の冷却水と前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行うための第二の熱交換手段とを備えるようにしたものである。
【００１２】
また他の手段は、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクと、前記貯湯タンクに接続され第二の送水手段により前記貯湯タンク内の低温水を循環させる冷温水循環回路と、前記冷温水循環回路および前記冷却水回路に接続され、前記冷温水循環回路より送水される低温水と前記第一の熱交換手段により熱交換を終えた高温の冷却水との熱交換を行うための第三の熱交換手段と、前記燃料電池本体に接続され前記燃料電池本体において発電反応を終えた未反応水素ガスを含む水蒸気を流出させるための第一の排出管と、前記第一の排出管に接続され未反応水素ガスを含む水蒸気により生成される温水と前記第三の熱交換手段により熱交換を終えた低温の冷却水との熱交換を行うための前記第四の熱交換手段と、前記第四の熱交換手段に接続され低温となった未反応水素ガスを排出するための第二の排出管を備えるようにしたものである。
【００１３】
また他の手段は、第二の熱交換手段および第四の熱交換手段は第三の熱交換手段と燃料電池本体を接続する冷却水回路に並列に設けるようにしたものである。
【００１４】
また他の手段は、第二の熱交換手段において、低温の冷却水と燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換により凝縮生成された結露水を貯えるための貯蔵手段と、前記貯蔵手段に貯えられた結露水を送水するための第三の送水手段と、結露水より不純物を取り除くための第一の不純物除去手段と、前記貯蔵手段および前記第三の送水手段および前記第一の不純物除去手段を連結し結露水を冷却水回路へ送水するための第一の送水回路を備え、前記第一の送水回路を前記燃料電池本体と第一の熱交換手段の間に位置する前記冷却水回路に接続し、冷却水の流れ込みを防止するための第一の逆流防止手段を前記送水回路に設けるようにしたものである。
【００１５】
また他の手段は、第三の熱交換手段により熱交換を行い高温となった循環水の一部を燃料電池本体の冷却水として用いるための第一の補給回路と、前記第一の補給回路内には不純物を取り除くための第二の不純物除去手段と、高温の循環水を送水するための第四の送水手段と、送水量を調節するための流量調整手段とが連結され、前記第一の補給回路は前記第三の熱交換手段および貯湯タンクを接続する冷温水循環回路と、第二の熱交換手段および前記燃料電池本体の間に位置する冷却水回路とを連結するよう接続され、冷却水の流れ込みを防止するための第二の逆流防止手段を前記第一の補給回路に設けるようにしたものである。
【００１６】
また他の手段は、冷却水回路に流れる冷却水の不足を補うための給水タンクと、前記給水タンクと前記冷却水回路とを接続する第二の補給回路と、前記第二の補給回路には前記給水タンクより補助冷却水を送水するための第五の送水手段が連結され、前記第二の補給回路は前記給水タンクと、第二の熱交換手段および第三の熱交換手段の間に位置する前記冷却水回路とを連結するように接続され、冷却水の流れ込みを防止するための第三の逆流防止手段を前記第二の補給回路に設けることにより前記冷却水回路に流れる冷却水の水量不足を補うことのできるようにしたものである。
【００１７】
また他の手段は、貯蔵手段と空気供給手段とをつなぐ第二の送水回路と、前記第二の送水回路に接続された第六の送水手段とを備えるようにしたものである。
【００１８】
また他の手段は、前記貯湯タンク内部に少なくとも一つ以上の仕切手段を地面に対して水平方向に設け、前記貯湯タンク内部の温水を前記仕切手段により上下に完全に隔離することがないよう設置したものである。
【００１９】
また他の手段は、温水と室内空気との熱交換を行うための熱交換器と、熱交換により暖められた空気を前記室内へ供給するための第一の送風機と、前記第一の送風機を駆動するための第一のモータと、前記室内の空気を室外へ排出するための第二の送風機と、前記第二の送風機を駆動するための第二のモータと、前記熱交換器と、前記第一の送風機と、前記第一のモータと、前記第二の送風機および前記第二のモータを収納したケースからなる浴室暖房乾燥機において、貯湯タンクに設けられた温水取出口および前記熱交換器に接続する送水管と、前記熱交換器において前記室内の空気と熱交換を終えた温水が前記貯湯タンクに戻るための戻り管と、前記戻り管は前記熱交換器および前記貯湯タンクに設けらた温水戻り口と接続され、前記送水管および前記戻り管の少なくとも一方に接続された前記熱交換器に温水を循環させるための第七の送水手段と、燃料電池本体における発電による直流の電気を交流に変換するインバータと、前記インバータと前記第一のモータおよび前記第二のモータを結ぶ電源線を備えたものである。
【００２０】
本発明によれば、冷却水の持つ潜熱を利用し燃料電池に供給する空気の昇温および加湿を行うとともに、燃料電池より排出される空気および水蒸気を利用して冷却水の昇温を行い、燃料電池へ供給する空気を昇温加湿するために必要となる電力すなわち燃料電池の発電の一部により賄われている電力を抑え発電効率を向上させることができ、また、給湯や暖房に大量の温水を使用した場合、あるいは貯湯タンク出入口における冷却水の温度差を大きくした場合においても燃料電池本体に流入する冷却水の温度を常に７５℃前後に確保し冷却水の持つ熱エネルギーの利用率を高めることができ、また、燃料電池本体の温度を一定に保つために利用する冷却水の不足を補うことができ、また、供給空気を加湿するために必要とされる消費電力を抑えることができ、また、貯湯タンク内に貯えられた温水の上下方向にできる温度分布をよりはっきりとさせ、温水利用のための取出し位置決めや燃料電池本体への冷却水戻り位置決めを容易にでき、また、燃料電池による発電から得られる電気と廃熱から得られる温水を同時に利用することのできる燃料電池コージェネレーションシステムが得られる。
【００２１】
【発明の実施の形態】
本発明は、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記燃料電池本体の発電に伴い発生する熱を冷却水により回収し、冷却水として回収した熱の一部を前記燃料電池本体に供給する空気の温度および湿度を上昇させるために用い、さらに冷却水の持つ熱の一部を貯湯タンク内の温水生成のために用いるとともに、前記燃料電池本体より排出される空気または未反応水素ガスを含む水蒸気の少なくともいずれか一方と冷却水との間で熱交換させることにより、冷却水の温度を上昇させ所定の温度で前記燃料電池本体へ供給するようにしたものである。
【００２２】
また、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行うための第二の熱交換手段とを備え、前記第一の熱交換手段と前記第二の熱交換手段を接続する前記冷却水回路に水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクを設けた構成となっており、前記燃料電池本体より流出した高温の冷却水は第一の熱交換手段を通過する過程において、前記空気供給手段により供給される常温の空気と熱交換することにより熱を奪われる。一方、前記空気供給手段により供給された常温の空気は、高温の冷却水より熱を奪い高温高湿状態となって前記燃料電池本体へ供給される。前記第一の熱交換手段より流出した冷却水は前記貯湯タンク内の温水と熱交換したのち、前記冷却水回路を流れ前記第二の熱交換手段に流入する。冷却水は前記第二の熱交換手段を通過する過程において、前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行い調温され、再び前記燃料電池本体へと供給されるという作用を有する。
【００２３】
また、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクと、前記貯湯タンクに接続され第二の送水手段により前記貯湯タンク内の低温水を循環させる冷温水循環回路と、前記冷温水循環回路および前記冷却水回路に接続され、前記冷温水循環回路より送水される低温水と前記第一の熱交換手段通過後の冷却水との熱交換を行うための第三の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記第三の熱交換手段通過後の冷却水と前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行うための第二の熱交換手段とを備えたものであり、前記燃料電池本体より流出した高温の冷却水は第一の熱交換手段を通過する過程において、前記空気供給手段により供給される常温の空気と熱交換することにより熱を奪われる。一方、前記空気供給手段により供給された常温の空気は、高温の冷却水より熱を奪い高温高湿状態となって前記燃料電池本体へ供給される。第一の熱交換手段において若干温度を下げた高温の冷却水は第三の熱交換手段を通過する過程において、前記貯湯タンクより流出してきた低温の循環水と熱交換することによりさらに低温の状態となる。前記貯湯タンクより流出してきた低温の循環水は高温の冷却水より熱を奪い高温状態となって再び前記貯湯タンクへ戻る。循環水は前記冷温水循環回路に接続された第二の送水手段により循環することになる。前記貯湯タンク内は常に高温の温水が貯えらた状態となる。前記第三の熱交換手段において低温となった冷却水は前記第二の熱交換手段を通過する過程において、前記燃料電池本体より排出される高温高湿の空気と熱交換することにより高温の冷却水となり再び前記燃料電池本体へと供給されるという作用を有する。
【００２４】
また、燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクと、前記貯湯タンクに接続され第二の送水手段により前記貯湯タンク内の低温水を循環させる冷温水循環回路と、前記冷温水循環回路および前記冷却水回路に接続され、前記冷温水循環回路より送水される低温水と前記第一の熱交換手段により熱交換を終えた高温の冷却水との熱交換を行うための第三の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記第三の熱交換手段により熱交換を終えた低温の冷却水と前記燃料電池本体から排出される高温高湿の未反応水素ガスを含む水蒸気との熱交換を行うための第四の熱交換手段とを備えたものであり、前記燃料電池本体に供給された水素含有ガスは発電反応により大半を消費され、前記燃料電池本体の出口からは少量の未反応水素ガスと高温の水蒸気が排出される。前記第三の熱交換手段において低温となった冷却水は前記第四の熱交換手段を通過する過程において、前記燃料電池本体より排出される高温高湿の未反応水素ガスを含む水蒸気と熱交換することにより高温の冷却水となり再び前記燃料電池本体へと供給されるという作用を有する。
【００２５】
また、第二の熱交換手段および第四の熱交換手段は第三の熱交換手段と燃料電池本体を接続する冷却水回路に並列に設けるようにしたものであり、前記冷却水回路を流れる低温の冷却水は分流し、前記第二の熱交換手段と前記第四の熱交換手段にそれぞれ流入する。冷却水は前記第二の熱交換手段を通過する過程において、前記燃料電池本体より排出される高温高湿の空気と熱交換し、前記第四の熱交換手段を通過する過程において、前記燃料電池本体より排出される高温高湿の未反応水素ガスを含む水蒸気と熱交換することにより、それぞれ高温の冷却水となり前記冷却水回路を流れ合流し、再び前記燃料電池本体に供給され、第二の排出管からは少量の未反応水素ガスが排出されるという作用を有する。
【００２６】
また、第二の熱交換手段において、低温の冷却水と燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換により凝縮生成された結露水を貯えるための貯蔵手段と、前記貯蔵手段に貯えられた結露水を送水するための第三の送水手段と、結露水より不純物を取り除くための第一の不純物除去手段と、前記貯蔵手段および前記第三の送水手段および前記第一の不純物除去手段を連結し結露水を冷却水回路へ送水するための第一の送水回路を備え、前記第一の送水回路を前記燃料電池本体と第一の熱交換手段の間に位置する前記冷却水回路に接続し、冷却水の流れ込みを防止するための第一の逆流防止手段を前記送水回路に設けたものであり、前記燃料電池本体から排出される空気は高温高湿であるとともに、前記燃料電池本体内における発電反応により生成された水を含んでいるため、低温の冷却水と熱交換を行うことにより前記第二の熱交換手段において結露し、水となって前記貯蔵手段に貯まることになる。前記貯蔵手段に貯まった水は前記第三の送水手段により前記送水回路を通り前記冷却水回路を流れる冷却水と混合される。結露水に含まれる不純物は前記送水回路に接続された前記第一の不純物除去手段によって取り除かれる。前記第三の送水手段が停止している場合でも前記送水回路に設けられた前記第一の逆流防止手段により冷却水が前記送水回路に流入することはなく、冷却水の水量不足を補うことができる。
【００２７】
また、第三の熱交換手段により熱交換を行い高温となった循環水の一部を燃料電池本体の冷却水として用いるための第一の補給回路と、前記第一の補給回路内には不純物を取り除くための第二の不純物除去手段と、高温の循環水を送水するための第四の送水手段と、送水量を調節するための流量調整手段とが連結され、前記第一の補給回路は前記第二の熱交換手段および貯湯タンクを接続する冷温水循環回路と、第二の熱交換手段および前記燃料電池本体の間に位置する冷却水回路とを連結するよう接続され、冷却水の流れ込みを防止するための第二の逆流防止手段を前記第一の補給回路に設けたものであり、前記冷温水循環回路を流れる高温の循環水の一部は前記第一の補給回路に流れ込む。循環水に含まれる不純物は前記第二の不純物除去手段により取り除かれ、前記冷却水回路へ流入する。前記第一の補給回路を流れる循環水の流量は前記流量調整手段により調節されることとなる。前記第四の送水手段が停止している場合でも前記第一の補給回路に設けられた前記第二の逆流防止手段により冷却水が前記第一の補給回路に流入することはなく、前記冷却水回路を流れる冷却水の水量不足を補うことができる。
【００２８】
また、冷却水回路に流れる冷却水の不足を補うための給水タンクと、前記給水タンクと前記冷却水回路とを接続する第二の補給回路と、前記第二の補給回路には前記給水タンクより補助冷却水を送水するための第五の送水手段が連結され、前記第二の補給回路は前記給水タンクと、第二の熱交換手段および第三の熱交換手段を接続する前記冷却水回路とを連結するように接続され、冷却水の流れ込みを防止するための第三の逆流防止手段を前記第二の補給回路に設けるようにしたものであり、前記給水タンクに貯えられた補助冷却水は前記第五の送水手段により前記第二の補給回路を通り前記冷却水回路へと送り込まれ、前記冷却水回路を流れる冷却水の水量不足を補うことができる。
【００２９】
また、貯蔵手段と空気供給手段とをつなぐ第二の送水回路と、前記第二の送水回路に接続された第六の送水手段とを備えたものであり、前記貯蔵手段に貯まった凝縮水の一部は前記第二の送水回路を流れ、前記空気供給手段へと供給され、第一の熱交換手段へ供給される空気の湿度を高めることができる。
【００３０】
また、前記貯湯タンク内部に少なくとも一つ以上の仕切手段を地面に対して水平方向に設け、前記貯湯タンク内部の温水を前記仕切手段により上下に完全に隔離することがないよう設置したものであり、前記第三の熱交換手段において熱交換を終えた循環水は高温状態となって前記冷温水循環回路を流れ前記貯湯タンクの上部より流れ込む。前記貯湯タンク内の温水は水の持つ性質上、上面ほど水温が高く底面に近づくに従い水温は低くなる傾向を示す。前記貯湯タンク内の温水は前記仕切手段を境に上下における温度差がより明確につくこととなる。前記仕切手段には前記貫通部があるため前記貯湯タンク内の温水は前記仕切手段の上下を温度に応じて移動することが可能となる。前記貯湯タンクの底に近い低温水は前記冷温水循環回路を流れ、前記第三の熱交換手段において前記冷却水回路を流れる高温の冷却水と熱交換を行うことができる。
【００３１】
また、温水と室内空気との熱交換を行うための熱交換器と、熱交換により暖められた空気を前記室内へ供給するための第一の送風機と、前記第一の送風機を駆動するための第一のモータと、前記室内の空気を室外へ排出するための第二の送風機と、前記第二の送風機を駆動するための第二のモータと、前記熱交換器と、前記第一の送風機と、前記第一のモータと、前記第二の送風機および前記第二のモータを収納したケースからなる浴室暖房乾燥機において、貯湯タンクに設けられた温水取出口および前記熱交換器に接続する送水管と、前記熱交換器において前記室内の空気と熱交換を終えた温水が前記貯湯タンクに戻るための戻り管と、前記戻り管は前記熱交換器および前記貯湯タンクに設けらた温水戻り口と接続され、前記送水管および前記戻り管の少なくとも一方に接続された前記熱交換器に温水を循環させるための第七の送水手段と、燃料電池本体における発電による直流の電気を交流に変換するインバータと、前記インバータと前記第一のモータおよび前記第二のモータを結ぶ電源線を備えたものであり、前記温水取出口より流出した温水は前記送水管を通り前記熱交換器へ導かれる。温水は前記熱交換器において前記第一の送風機により供給された前記室内の空気と熱交換を行い熱を奪われ低温水となって戻り管を流れ、前記温水戻り口より前記貯湯タンク内へと流れ込む。冷温水の循環は前記送水管および前記戻り管の少なくとも一方に設けられた前記第七の送水手段により行われる。前記熱交換器において温水から熱を奪った前記室内の空気は温風となって再び前記室内へと供給される。前記第一の送風機には前記第一のモータが接続されており、前記第一のモータに接続された前記電源線に通電されることにより前記第一の送風機より空気が供給される。前記電源線への電気の供給は前記燃料電池本体の発電により行われ、前記燃料電池本体において発電した直流の電気は前記インバータにより交流へと変換され前記電源線より前記第一のモータへと供給されることとなる。前記第二の送風機には前記第二のモータが接続されており、前記第二のモータに接続された前記電源線に通電されることにより前記室内の空気は前記室外へと排出される。前記電源線への電気の供給は前記燃料電池本体の発電により行われ、前記燃料電池本体において発電した直流の電気は前記インバータにより交流へと変換され前記電源線より前記第二のモータへと供給することができる。
【００３２】
以下、本発明の実施例について図面を参照しながら説明する。
【００３３】
【実施例】
（実施例１）
図１、図２および図３に示すように、原燃料である都市ガスやＬＰＧは燃料供給手段である改質器１０３において水素リッチガスに改質され燃料電池本体１０２へ供給される。電池反応に必要となる酸素は空気中に含まれており、空気は空気供給手段として用いるブロワー１０４により燃料電池本体１０２へと供給される。燃料電池本体１０２へ供給された水素リッチガスおよび空気は燃料電池本体１０２内部において反応し、電気と水を生成する。燃料電池本体１０２は発電の過程において発熱するので、燃料電池本体１０２の温度を一定に保つために冷却水回路として冷却水配管１０６を設け、冷却水の循環は第一の送水手段である送水ポンプ１０７により行われる。冷却水には純水を用いる。冷却水配管１０６には第一の熱交換手段として温度および湿度を交換する全熱交換器１、第二の熱交換手段としてフィンチューブ式熱交換器２、第三の熱交換手段としてプレート式熱交換器３が接続されており、プレート式熱交換器３には冷温水循環回路として循環水配管４が接続され、出入口はそれぞれ貯湯タンク１０８に接続されている。貯湯タンク１０８からプレート式熱交換器３へ冷温水を供給する循環水配管４には第二の送水手段として冷温水循環ポンプ５が設置され、プレート式熱交換器３と貯湯タンク１０８間における冷温水の循環を行う。貯湯タンク１０８には水量の減少に伴い水を補給するための補給口６および給湯や暖房に用いる温水を取出すための温水取出口７が設けられている。図２はフィンチューブ式熱交換器２の構成を説明したものであり、図３はプレート式熱交換器３の構成を説明したものである。実線は冷却水の流れを示し、破線は循環水の流れを示す。
【００３４】
上記構成において、燃料電池本体１０２には改質器１０３により生成された高温高湿の水素リッチガス、高温高湿の空気および高温水が供給されることになる。燃料電池本体１０２では発電状態を一定に保つために、燃料電池本体１０２内部を流れる冷却水の流入流出温度を一定にする必要がある。燃料電池本体１０２に供給される冷却水の温度は７５℃前後であり、燃料電池本体１０２内部を通過する過程で熱を回収し流出時の水温は上昇する。燃料電池本体１０２の出入口における水温の上昇は５℃前後になることが望ましい。燃料電池本体１０２より流出した約８０℃の冷却水は冷却水配管１０６を通り全熱交換器１へ流入する。また、全熱交換器１にはブロワー１０４により供給された空気が流入する。約８０℃の冷却水および空気はそれぞれ異なる流路を通りながら熱および湿度の授受を行う。空気は約８０℃の冷却水から熱を奪うとともに加湿され、高温高湿状態となって燃料電池本体１０２へ供給されることとなる。全熱交換器１において熱交換を行った冷却水は約７５℃となって流出し、プレート式熱交換器３へ流入する。プレート式熱交換器３は循環水配管４とも接続されており、循環水配管４は貯湯タンク１０８と接続され１０〜３０℃前後の水がプレート式熱交換器３に流入する。プレート式熱交換器３内は複数のプレートが積層されており、約７５℃の高温冷却水と１０〜３０℃前後の低温循環水が交互に各プレート間を流れ熱交換を行う。冷却水は１５〜３５℃の低温状態となってプレート式熱交換器３から流出する。一方、循環水は６０〜７０℃の高温となって循環水配管４を通り再び貯湯タンク１０８へ戻ることとなる。貯湯タンク１０８には補給口６および温水取出口７が設けられており、温水取出口７からは必要に応じて給湯、暖房用に温水が取出されることとなる。貯湯タンク１０８内の温水が給湯や暖房に利用され、貯湯タンク１０８内の水量が不足してきた場合は補給口６より常温の水が補給される。常温の水は温度が低いため貯湯タンク１０８の底の方に貯まり、循環水配管４よりプレート式熱交換器３へ供給される。貯湯タンク１０８には６０〜７０℃の高温となった温水が循環水配管４より供給されるため常に大量の温水を貯えた状態となっている。一方、プレート式熱交換器３において低温の循環水と熱交換を行い１５〜３５℃の低温状態となった冷却水は冷却水配管１０６を通りフィンチューブ式熱交換器２へ流入する。また、フィンチューブ式熱交換器２には燃料電池本体１０２に供給され電池反応を終えた高温高湿の空気が供給され、フィンチューブ式熱交換器２のチューブ８内を通る冷却水と熱交換を行うこととなる。高温高湿の空気はフィンチューブ式熱交換器２を通過する過程においてフィン９およびチューブ８と接触することにより冷却水に熱を奪われ、低温状態となって排気される。また、チューブ８内を流れる冷却水は高温高湿の空気から熱を奪うことにより７５℃前後まで水温が上昇し、冷却水配管１０６を通り再び燃料電池本体１０２へ供給されることとなる。電池本体１０２に流入する冷却水の温度は約７５℃、流出する冷却水の温度は約８０℃と常に一定に維持しながら冷却水を１５〜３５℃の低温まで利用することができるため、貯湯タンク内の温水を大量に利用することが可能であり、低温となった冷却水の温度を再度上昇させるために燃料電池本体１０２より排出される空気の廃熱を利用することにより冷却水の持つ熱エネルギーの利用率を向上することが可能となる。
【００３５】
なお、実施例では原燃料を都市ガスやＬＰＧとしたが、水素ボンベや水素吸蔵合金を用いて純水素を供給してもよく、その作用効果に差異を生じない。また、第一の熱交換手段として全熱交換器を用いたが、温度および湿度の交換ができればよく、加湿器などを用いてもその作用効果に差異を生じない。また、第二の熱交換手段としてフィンチューブ式熱交換器を用いたが、シェル＆チューブ式熱交換器を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、第三の熱交換手段としてプレート式熱交換器を用いたが、冷却水と循環水が混ざり合うことなく熱交換できればよく、プレート式熱交換器にかえて二重配管やシェル＆チューブ式熱交換器あるいはスパイラル式熱交換器を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、冷却水として純水を用いたが、イオン交換水を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、冷温水循環ポンプを貯湯タンクからプレート式熱交換器へ冷温水を供給する循環水配管に設けたが、プレート式熱交換器から貯湯タンクへ冷温水を供給する循環水配管に設けてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００３６】
（実施例２）
図４および図５に示すように、第一のステンレスパイプ１０は一方の端面を燃料電池本体１０２の水素リッチガス排出口に接続され、もう一方の端面は第四の熱交換手段であるシェル＆チューブ式熱交換器１１に接続される。シェル＆チューブ式熱交換器１１は内部に７５〜８０℃程度の温水を貯えたものであり、冷却水配管１０６はシェル＆チューブ式熱交換器１１の内部において温水と接触するように設けてある。さらに、シェル＆チューブ式熱交換器１１には第二のステンレスパイプ１２がシェル＆チューブ式熱交換器１１内部の温水に接することのないよう接続されている。図５はシェル＆チューブ式熱交換器１１の構成を説明したものである。
【００３７】
上記構成において、燃料電池本体１０２からは発電反応を終えた少量の未反応水素ガスを含む高温の水蒸気が排出される。少量の未反応水素ガスを含む水蒸気は第一のステンレスパイプ１０内を通りシェル＆チューブ式熱交換器１１内に供給され、水蒸気は凝縮されることによりシェル＆チューブ式熱交換器１１内に温水となってとどまり、少量の未反応水素ガスは第二のステンレスパイプ１２より外部へと放出される。第二のステンレスパイプ１２の端面は温水より上方にあり、かつ、温水と接していないため、シェル＆チューブ式熱交換器１１内の温水が第二のステンレスパイプ１２から吹き出すことはない。一方、シェル＆チューブ式熱交換器１１内のチューブ１３には冷却水配管１０６が接続されており、冷却水配管１０６の内部を流れる１５〜３５℃の低温となった冷却水はチューブ１３内を流れ再び冷却水配管１０６へと流出する。チューブ１３内を流れる低温の冷却水はチューブ１３に接する高温の温水と熱交換を行い、シェル＆チューブ式熱交換器１１の出口において約７５℃の温水状態となり冷却水配管１０６へ流れ、燃料電池本体１０２へ供給されることとなる。シェル＆チューブ式熱交換器１１内の温水は冷却水により熱を奪われるが、第一のステンレスパイプ１０から流入する高温の水蒸気および高温の未反応水素ガスより熱の供給があるため、温水温度が低下することなく、シェル＆チューブ式熱交換器１１内の温水を高温に保つことができ、冷却水の温度を一定にすることができる。
【００３８】
なお、実施例では第一の排出管および第二の排出管にステンレスパイプを用いたが、耐熱性に優れ水素ガスを漏洩させることがなければよく、銅パイプ、チタンパイプ、ＰＦＡチューブを用いてもその作用効果に差異を生じない。また、第四の熱交換手段としてシェル＆チューブ式熱交換器を用いたが、プレート式熱交換器を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００３９】
（実施例３）
図６に示すように、プレート式熱交換器３の出口に接続された冷却水配管１０６は二つに分岐し、一方はフィンチューブ式熱交換器２に接続され、もう一方はシェル＆チューブ式熱交換器１１に接続される。フィンチューブ式熱交換器２の出口に接続された冷却水配管１０６とシェル＆チューブ式熱交換器１１の出口に接続された冷却水配管１０６は合流したのち、燃料電池本体１０２へと供給される。
【００４０】
上記構成において、プレート式熱交換器３より流出した１５〜３５℃程度の低温の冷却水は冷却水配管１０６内を流れ、冷却水配管１０６に並列に接続されたフィンチューブ式熱交換器２およびシェル＆チューブ式熱交換器１１に流入する。フィンチューブ式熱交換器２には、燃料電池本体１０２に供給され電池反応を終えた高温高湿の空気が供給され、フィンチューブ式熱交換器２のチューブ８内を通る低温の冷却水と熱交換を行うこととなる。高温高湿の空気はフィンチューブ式熱交換器２を通過する過程においてフィン９およびチューブ８を通し冷却水に熱を奪われ、低温状態となって排気される。また、チューブ８内を流れる冷却水は７５℃前後まで水温が上昇し冷却水配管１０６へ流出する。また、シェル＆チューブ式熱交換器１１は内部に７５〜８０℃程度の温水を貯えたものであり、冷却水配管１０６はシェル＆チューブ式熱交換器１１の内部において温水と接触するように設けてあり、冷却水配管１０６の内部を流れる１５〜３５℃の低温となった冷却水はチューブ１３に接する高温の温水と熱交換を行い、シェル＆チューブ式熱交換器１１の出口において約７５℃の温水状態となり冷却水配管１０６へ流出する。フィンチューブ式熱交換器２およびシェル＆チューブ式熱交換器１１から流出した高温の冷却水は合流し、燃料電池本体１０２へと供給されることとなる。冷却水を低温まで利用し、かつ、低温となった冷却水の温度を再度上昇させるために燃料電池本体１０２より排出される空気および少量の未反応水素ガスを含む水蒸気の廃熱を利用することにより熱交換効率を向上し、燃料電池本体１０２に流入する冷却水の温度は約７５℃、流出する冷却水の温度は約８０℃と常に一定に維持することが可能となる。
【００４１】
（実施例４）
図７に示すように、フィンチューブ式熱交換器２には、低温の冷却水と燃料電池本体１０２から排出される高温高湿の空気との熱交換により凝縮生成された結露水を貯えるための貯蔵手段としてドレンパン１４が取付けられており、ドレンパン１４は貯えた結露水を流出させるための冷却水用排出口１５を有し、冷却水用排出口１５にはＰＦＡチューブ１６が接続されている。ＰＦＡチューブ１６のもう一端は燃料電池本体１０２と全熱交換器１をつないでいる冷却水配管１０６に接続される。ＰＦＡチューブ１６には第三の送水手段としての送水ポンプ１７、第一の不純物除去手段としての中空糸膜フィルタ１８、第一の逆流防止手段としての逆止弁１９が順次接続される。
【００４２】
上記構成において、燃料電池本体１０２から排出される空気は高温高湿であるとともに、燃料電池本体１０２内における発電反応により生成された水を含んだ状態となっており、フィンチューブ式熱交換器２において冷却水配管１０６を流れる１５〜３５℃程度の低温の冷却水と熱交換を行う。低温の冷却水は空気の持つ熱を奪うことにより７５℃前後の高温状態となり、フィンチューブ式熱交換器２から排出される空気は低温低湿状態となる。フィンチューブ式熱交換器２には熱交換により生じる凝縮水が付着し自重により滴下する。滴下した結露水はドレンパン１４に貯えられ、冷却水用排出口１５に接続されたＰＦＡチューブ１６へと導かれる。ＰＦＡチューブ１６内の結露水は冷却水配管１０６へと流れ込むが、結露水に不純物が混入している場合においても中空糸膜フィルタ１８により除去されるため、冷却水配管１０６内に異物が混入することはない。また、ＰＦＡチューブ１６に取付けられた逆止弁１９により、冷却水配管１０６を流れる７５℃前後の高温冷却水がＰＦＡチューブ１６を通りドレンパン１４へ逆流することはなく、冷却水配管１０６における冷却水の水量不足を補うことができる。
【００４３】
なお、実施例では送水回路としてＰＦＡチューブを用いたが、ＰＶＣチューブ、バイトンチューブ、シリコンチューブまたはステンレスパイプなどの金属配管を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、第一の不純物除去手段として中空糸膜フィルタを用いたが、プラスチック発泡フィルタや活性炭カートリッジフィルタを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、送水ポンプ、中空糸膜フィルタ、逆止弁の順に接続したが、任意の順に接続してよく、その作用効果に差異を生じない。また、第一の逆流防止手段として逆止弁を用いたが、電磁弁を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００４４】
（実施例５）
図８に示すように、高温となった循環水の一部を燃料電池本体１０２の冷却水として用いるための第一の補給回路としてステンレスパイプ２０を備え、ステンレスパイプ２０は一端を高温の循環水が流れる循環水配管４と接続し、もう一端をフィンチューブ式熱交換器２と燃料電池本体１０２をつなぐ冷却水配管１０６と接続する。ステンレスパイプ２０には第二の不純物除去手段としての活性炭カートリッジフィルタ２１、第四の送水手段としての温水循環ポンプ２２、流量調整手段としてのパルス式電動膨張弁２３、第二の逆流防止手段としての電磁弁２４が順次連結された構成となっている。
【００４５】
上記構成において、循環水配管４を流れる７５℃前後の循環水の一部はステンレスパイプ２０に流れ込む。ステンレスパイプ２０に流れ込んだ循環水は温水循環ポンプ２２により冷却水配管１０６に送水される。循環水の温度および冷却水の温度はともに７５℃前後であり、この温度を保った状態で冷却水は燃料電池本体１０２へ再び流入することになる。ステンレスパイプ２０を流れる循環水にごみ等の不純物が混入した場合、活性炭カートリッジフィルタ２１により不純物は取り除かれる。冷却水配管１０６に供給される循環水の水量はパルス式電動膨張弁２３の開度を変化することにより調節される。ステンレスパイプ２０には電磁弁２４が接続されているため、万一冷却水がステンレスパイプ２０を逆流するようなことがあった場合でも電磁弁２４を閉じることにより逆流を回避することができる。循環水の一部を利用することにより冷却水の水量不足を補うことができる。
【００４６】
なお、実施例では第一の補給回路としてステンレスパイプを用いたが、ＰＦＡチューブを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、第二の不純物除去手段として活性炭カートリッジフィルタを用いたが、中空糸膜フィルタ、プラスチック発泡フィルタを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、流量調整手段としてパルス式電動膨張弁を用いたが、ダイヤフラム式電動膨張弁、手動式バルブを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、温水循環ポンプ、パルス式電動膨張弁、電磁弁の順に接続したが、任意の順に接続してよく、その作用効果に差異を生じない。
【００４７】
（実施例６）
図９に示すように、冷却水補給のための給水タンク２５はＰＦＡチューブ２６によりプレート式熱交換器３とフィンチューブ式熱交換器２をつなぐ冷却水配管１０６と接続されている。ＰＦＡチューブ２６には第五の送水手段としての送水ポンプ２７および第三の逆流防止手段としての逆止弁２８が順次接続されている。
【００４８】
上記構成において、給水タンク２５内の常温の純水もしくはイオン交換水はＰＦＡチューブ２６を通り送水ポンプ２７により冷却水配管１０６へと送り込まれる。冷却水配管１０６には１５〜３５℃程度の冷却水が流れており、純水もしくはイオン交換水はこの冷却水と混合しフィンチューブ式熱交換器２へと流れる。ＰＦＡチューブ２６には逆止弁２８が設けられているため、冷却水配管１０６を流れる冷却水が給水タンク２５に逆流することはない。給水タンク２５より純水を補給することにより冷却水の水量不足を補うことができる。
【００４９】
なお、実施例では第二の補給回路としてＰＦＡチューブを用いたが、ステンレスパイプ、チタンパイプを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、送水ポンプ、逆止弁の順に接続したが、逆止弁、送水ポンプの順に接続してもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００５０】
（実施例７）
図１０に示すように、ドレンパン１４に設けられた空気加湿用排出口２９にはＰＦＡチューブ３０が接続され、ＰＦＡチューブ３０はを第六の送水手段である送水ポンプ３１を経由し、他端をブロワー１０４へ接続する構成となっている。
【００５１】
上記構成において、ドレンパン１４に貯えられた凝縮水の一部は空気加湿用排出口２９より流出し、送水ポンプ３１によりＰＦＡチューブ３０内を送水されブロワー１０４へ供給される。ブロワー１０４に供給された凝縮水は空気と混合され低温の加湿空気となって全熱交換器１に供給されることとなる。低温の加湿空気は全熱交換器１において高温の冷却水と熱交換を行い、高温高湿の空気となり燃料電池本体１０２へ供給される。全熱交換器などの加湿手段を設けることなく、高温高湿状態の空気をつくりだすことが可能となる。
【００５２】
なお、実施例では第二の送水回路としてＰＦＡチューブを用いたが、ステンレスパイプやチタンパイプを用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００５３】
（実施例８）
図１１に示すように、貯湯タンク１０８内には仕切手段としてステンレスボード３２を地面に対して水平方向に３枚設け、各々のステンレスボード３２は貯湯タンク１０８内部の温水を上下に完全に分離することがないよう隙間を設けた構成となっている。
【００５４】
上記構成において、プレート式熱交換器３で熱交換を終え６０〜７０℃の高温となった循環水は循環水配管４を通り貯湯タンク１０８内に戻る。水は温度が高くなるほど比重が小さくなるため、温度が高い水は貯湯タンク１０８の上の方に温度の低くなった水は貯湯タンクの底の方に移動し貯湯タンク１０８内に温度分布ができる。貯湯タンク１０８内に設けた３枚のステンレスボード３２により貯湯タンク１０８内の温水は上下方向への移動が制約されるが、各々のステンレスボード３２は温水を上下に完全に分離するわけではないため、温度の低くなった温水は各ステンレスボード３２の隙間を通り徐々に底の方へ移動することになる。プレート式熱交換器３へ供給する循環水を貯湯タンク１０８の下部より取出すことにより、確実に低温の循環水を供給することが可能となる。貯湯タンク１０８内において上下方向にできる温度分布をよりはっきりとつけることにより、確実に低温の循環水をプレート式熱交換器３へ供給するとともに給湯や暖房など目的に応じて必要となる温度の温水を取出すことができる。
【００５５】
なお、実施例では仕切手段としてステンレスボードを用いたが、温水温度に耐えることができ変形、劣化することがなければ他の材質を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。また、仕切手段の枚数を３枚としたが、１枚、２枚あるいは４枚以上でもよく、その作用効果に差異を生じない。また、ステンレスボードを段違いに挿入したが、温水が上下方向への移動することを制約できればよく、ステンレスボードに穴を設ける等の方法を用いてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００５６】
（実施例９）
図１２に示すように、浴室暖房乾燥機１１２はケース１１３内に熱交換器としてのフィンチューブ式熱交換器１１４と、熱交換により暖められた空気を室内へ供給するための第一の送風機としての給気用シロッコファン１１５と、給気用シロッコファン１１５を駆動するための第一のモータとしての給気ファン用モータ１１６と、室内の空気を室外へ排出するための第二の送風機としての排気用シロッコファン１１７と、排気用シロッコファン１１７を駆動するための第二のモータとしての排気ファン用モータ１１８に収納しており、貯湯タンク１０８に設けられた温水取出口７およびフィンチューブ式熱交換器１１４には送水管３３が接続されている。また、フィンチューブ式熱交換器１１４には室内の空気と熱交換を終えた温水が貯湯タンク１０８に戻るための戻り管３４も接続されており、戻り管３４の他端は貯湯タンク１０８に設けられた温水戻り口３５に接続される。送水管３３には第七の送水手段としての送水ポンプ３６が設置されている。燃料電池本体１０２における発電反応によりつくられた電気はインバータ１０９により直流から交流へ変換され、インバータ１０９と給気ファン用モータ１１６、排気ファン用モータ１１８は電源線３７により結線される構成となる。
【００５７】
上記構成において、貯湯タンク１０８に貯えられた温水は温水取出し口１３から送水管３３を通りフィンチューブ式熱交換器１１４へと供給される。温水はフィンチューブ式熱交換器１１４において給気用シロッコファン１１５により送風される室内空気と熱交換を行い、低温となって戻り管３４を流れ温水戻り口３５より再び貯湯タンク１０８に流入する。フィンチューブ式熱交換器１１４において温水より熱を奪った空気は温風となって再び室内へ供給される。室内空気を換気する場合は、排気用シロッコファン１１７により室内空気を吸引し室外へと排出する。給気用シロッコファン１１５および排気用シロッコファン１１７を駆動するために用いる給気ファン用モータ１１６と排気ファン用モータ１１８へは、燃料電池本体１０２における発電反応からつくりだされた直流の電気をインバータ１０９により交流へと変換したものを電源線３７より送電され、給気用シロッコファン１１５および排気用シロッコファン１１７は送風可能となり、燃料電池本体１０２による発電から得られる電気と廃熱から得られる温水を同時に利用することができるものである。
【００５８】
なお、実施例では送水ポンプを送水管へ設けたが、戻り管へ取付けてもよく、その作用効果に差異を生じない。
【００５９】
【発明の効果】
以上の実施例から明らかなように、本発明によれば燃料電池本体に供給する空気の昇温および加湿を冷却水の持つ潜熱により賄うため、昇温加湿のために必要とされる消費電力を抑制し燃料電池の発電効率を向上する効果のある燃料電池コージェネレーションシステムを提供できる。
【００６０】
また、６０〜７０℃の温水を貯湯タンクに供給し１０〜３０℃の低温となった水を貯湯タンクから取出すことにより、給湯や暖房に大量の温水を使用することができ、かつ、燃料電池本体に流入する冷却水の温度を常に７５℃前後に確保することができ、低温となった冷却水は空気や水蒸気の熱により昇温することにより冷却水の持つ熱エネルギーの利用率を高めることができるという効果のある燃料電池コージェネレーションシステムを提供できる。
【００６１】
また、燃料電池本体の温度を一定に保つために利用する冷却水の不足を補うことができる効果のある燃料電池コージェネレーションシステムを提供できる。
【００６２】
また、貯湯タンク内に貯えられた温水の上下方向にできる温度分布をよりはっきりとさせ、温水利用のための取出し位置決めや燃料電池本体への冷却水戻り位置決めを容易にできる効果のある燃料電池コージェネレーションシステムを提供できる。
【００６３】
また、燃料電池による発電から得られる電気と廃熱から得られる温水を同時に利用することのできる効果のある燃料電池コージェネレーションシステムを提供できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施例１の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図２】同フィンチューブ式熱交換器の説明図
【図３】同プレート式熱交換器の説明図
【図４】本発明の実施例２の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図５】同シェル＆チューブ式熱交換器の説明図
【図６】本発明の実施例３の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図７】本発明の実施例４の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図８】本発明の実施例５の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図９】本発明の実施例６の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図１０】本発明の実施例７の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図１１】本発明の実施例８の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図１２】本発明の実施例９の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【図１３】従来の燃料電池コージェネレーションシステムの構成図
【符号の説明】
１ 全熱交換器
２ フィンチューブ式熱交換器
３ プレート式熱交換器
４ 循環水配管
５ 冷温水循環ポンプ
６ 補給口
７ 温水取出口
１０ 第一のステンレスパイプ
１１ シェル＆チューブ式熱交換器
１２ 第二のステンレスパイプ
１４ ドレンパン
１６ ＰＦＡチューブ
１７ 送水ポンプ
１８ 中空糸膜フィルタ
１９ 逆止弁
２０ ステンレスパイプ
２１ 活性炭カートリッジフィルタ
２２ 温水循環ポンプ
２３ パルス式電動膨張弁
２４ 電磁弁
２５ 給水タンク
２６ ＰＦＡチューブ
２７ 送水ポンプ
２８ 逆止弁
３０ ＰＦＡチューブ
３１ 送水ポンプ
３２ ステンレスボード
３３ 送水管
３４ 戻り管
３５ 温水戻り口
３６ 送水ポンプ
３７ 電源線
１０２ 燃料電池本体
１０３ 改質器
１０４ ブロワー
１０６ 冷却水配管
１０７ 送水ポンプ
１０８ 貯湯タンク
１０９ インバータ
１１２ 浴室暖房乾燥機
１１３ ケース
１１４ フィンチューブ式熱交換器
１１５ 給気用シロッコファン
１１６ 給気ファン用モータ
１１７ 排気用シロッコファン
１１８ 排気ファン用モータ
Claims (11)
- 燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記燃料電池本体の発電に伴い発生する熱を冷却水により回収し、冷却水として回収した熱の一部を前記燃料電池本体に供給する空気の温度および湿度を上昇させるために用い、さらに冷却水の持つ熱の一部を貯湯タンク内の温水生成のために用いるとともに、前記燃料電池本体より排出される空気または未反応水素ガスを含む水蒸気の少なくともいずれか一方と冷却水との間で熱交換させることにより、冷却水の温度を上昇させ所定の温度で前記燃料電池本体へ供給することを特徴とする燃料電池コージェネレーションシステム。
- 燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行うための第二の熱交換手段とを備え、前記第一の熱交換手段と前記第二の熱交換手段を接続する前記冷却水回路に水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクを設けたことを特徴とする請求項１記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
- 燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクと、前記貯湯タンクに接続され第二の送水手段により前記貯湯タンク内の低温水を循環させる冷温水循環回路と、前記冷温水循環回路および前記冷却水回路に接続され、前記冷温水循環回路より送水される低温水と前記第一の熱交換手段通過後の冷却水との熱交換を行うための第三の熱交換手段と、前記冷却水回路に接続され前記第三の熱交換手段通過後の冷却水と前記燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換を行うための第二の熱交換手段とを備えた記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
- 燃料電池本体と、前記燃料電池本体に水素含有ガスを供給する燃料供給手段と、前記燃料電池本体に空気を供給する空気供給手段と、前記燃料電池本体の温度を一定に保つための冷却水回路と、前記冷却水回路に接続される第一の送水手段を備えた燃料電池システムにおいて、前記冷却水回路および前記空気供給手段に接続され、前記冷却水回路により供給される高温の冷却水と前記空気供給手段から供給される常温の空気との間で温度および湿度の交換を行うための第一の熱交換手段と、水を補給するための補給口および温水を取出すための温水取出口を有する貯湯タンクと、前記貯湯タンクに接続され第二の送水手段により前記貯湯タンク内の低温水を循環させる冷温水循環回路と、前記冷温水循環回路および前記冷却水回路に接続され、前記冷温水循環回路より送水される低温水と前記第一の熱交換手段により熱交換を終えた高温の冷却水との熱交換を行うための第三の熱交換手段と、前記燃料電池本体に接続され前記燃料電池本体において発電反応を終えた未反応水素ガスを含む水蒸気を流出させるための第一の排出管と、前記第一の排出管に接続され未反応水素ガスを含む水蒸気により生成される温水と前記第三の熱交換手段により熱交換を終えた低温の冷却水との熱交換を行うための前記第四の熱交換手段と、前記第四の熱交換手段に接続され低温となった未反応水素ガスを排出するための第二の排出管を備えた燃料電池コージェネレーションシステム。
- 第二の熱交換手段および第四の熱交換手段は第三の熱交換手段と燃料電池本体を接続する冷却水回路に並列に設けたことを特徴とする請求項３または４記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
- 第二の熱交換手段において、低温の冷却水と燃料電池本体から排出される高温高湿の空気との熱交換により凝縮生成された結露水を貯えるための貯蔵手段と、前記貯蔵手段に貯えられた結露水を送水するための第三の送水手段と、結露水より不純物を取り除くための第一の不純物除去手段と、前記貯蔵手段および前記第三の送水手段および前記第一の不純物除去手段を連結し結露水を冷却水回路へ送水するための第一の送水回路を備え、前記第一の送水回路を前記燃料電池本体と第一の熱交換手段の間に位置する前記冷却水回路に接続し、冷却水の流れ込みを防止するための第一の逆流防止手段を前記第一の送水回路に設けたことを特徴とする請求項３または５記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
- 第三の熱交換手段により熱交換を行い高温となった循環水の一部を燃料電池本体の冷却水として用いるための第一の補給回路と、前記第一の補給回路内には不純物を取り除くための第二の不純物除去手段と、高温の循環水を送水するための第四の送水手段と、送水量を調節するための流量調整手段とが連結され、前記第一の補給回路は前記第三の熱交換手段および貯湯タンクを接続する冷温水循環回路と、第二の熱交換手段および前記燃料電池本体の間に位置する冷却水回路とを連結するよう接続され、冷却水の流れ込みを防止するための第二の逆流防止手段を前記第一の補給回路に設けたことを特徴とする請求項３、４、５または６記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
- 冷却水回路に流れる冷却水の不足を補うための給水タンクと、前記給水タンクと前記冷却水回路とを接続する第二の補給回路と、前記第二の補給回路には前記給水タンクより補助冷却水を送水するための第五の送水手段が連結され、前記第二の補給回路は前記給水タンクと、第二の熱交換手段および第三の熱交換手段の間に位置する前記冷却水回路とを連結するように接続され、冷却水の流れ込みを防止するための第三の逆流防止手段を前記第二の補給回路に設けたことを特徴とする請求項３、４、５、６または７記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
- 貯蔵手段と空気供給手段とをつなぐ第二の送水回路と、前記第二の送水回路に接続された第六の送水手段とを備えたことを特徴とする請求項５、６、７または８記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
- 貯湯タンク内部に少なくとも一つ以上の仕切手段を地面に対して水平方向に設け、前記貯湯タンク内部の温水を前記仕切手段により上下に完全に隔離することがないよう設置したことを特徴とする請求項３、４、５、６、７、８または９記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
- 温水と室内空気との熱交換を行うための熱交換器と、熱交換により暖められた空気を前記室内へ供給するための第一の送風機と、前記第一の送風機を駆動するための第一のモータと、前記室内の空気を室外へ排出するための第二の送風機と、前記第二の送風機を駆動するための第二のモータと、前記熱交換器と、前記第一の送風機と、前記第一のモータと、前記第二の送風機および前記第二のモータを収納したケースからなる浴室暖房乾燥機において、貯湯タンクに設けられた温水取出口および前記熱交換器に接続する送水管と、前記熱交換器において前記室内の空気と熱交換を終えた温水が前記貯湯タンクに戻るための戻り管と、前記戻り管は前記熱交換器および前記貯湯タンクに設けらた温水戻り口と接続され、前記送水管および前記戻り管の少なくとも一方に接続された前記熱交換器に温水を循環させるための第七の送水手段と、燃料電池本体における発電による直流の電気を交流に変換するインバータと、前記インバータと前記第一のモータおよび前記第二のモータを結ぶ電源線を備えたことを特徴とする請求項１、２、３、４、５、６、７、８、９または１０記載の燃料電池コージェネレーションシステム。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2000002181A JP3576057B2 (ja) | 2000-01-11 | 2000-01-11 | 燃料電池コージェネレーションシステム |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2000002181A JP3576057B2 (ja) | 2000-01-11 | 2000-01-11 | 燃料電池コージェネレーションシステム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2001196075A JP2001196075A (ja) | 2001-07-19 |
| JP3576057B2 true JP3576057B2 (ja) | 2004-10-13 |
Family
ID=18531315
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2000002181A Expired - Fee Related JP3576057B2 (ja) | 2000-01-11 | 2000-01-11 | 燃料電池コージェネレーションシステム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3576057B2 (ja) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE10104246C1 (de) * | 2001-01-31 | 2002-06-06 | Zsw | Brennstoffzellen mit integrierter Befeuchtung sowie Verfahren zum Befeuchten von Brennstoffzellen-Prozeßgas |
| KR100409134B1 (ko) * | 2001-10-11 | 2003-12-12 | (주)세티 | 연료전지 코제네레이션 시스템 |
| KR100464203B1 (ko) * | 2002-03-07 | 2005-01-03 | 주식회사 엘지이아이 | 연료전지의 열 활용 시스템 및 그 제어방법 |
| KR20030073679A (ko) * | 2002-03-12 | 2003-09-19 | 주식회사 엘지이아이 | 연료전지 시스템의 냉각수 재활용 장치 |
| JP2004303495A (ja) * | 2003-03-31 | 2004-10-28 | Hitachi Ltd | 燃料電池発電給湯システム |
| JP4719407B2 (ja) * | 2003-06-17 | 2011-07-06 | 株式会社荏原製作所 | 燃料電池コージェネレーションシステム |
| EP1925053A1 (en) * | 2005-09-13 | 2008-05-28 | Aalborg Universitet | Passive coolant recirculation in fuel cells |
| ATE472708T1 (de) * | 2006-02-17 | 2010-07-15 | Schilling Heinz Kg | Vorrichtung und verfahren zur thermischen stromerzeugung |
| KR100764784B1 (ko) * | 2006-08-21 | 2007-10-12 | 엘지전자 주식회사 | 단위 홈 연료전지시스템 |
| JP2008186685A (ja) * | 2007-01-29 | 2008-08-14 | Toshiba Fuel Cell Power Systems Corp | 燃料電池発電システム |
| JP5229121B2 (ja) * | 2009-06-10 | 2013-07-03 | 東芝ホームテクノ株式会社 | 燃料電池装置 |
| CN112825361A (zh) * | 2019-11-21 | 2021-05-21 | 上海德威明兴新能源科技有限公司 | 一种燃料电池水/热平衡方法 |
| CN110970638B (zh) * | 2019-12-11 | 2024-04-16 | 浙江氢谷新能源汽车有限公司 | 一种燃料电池热平衡“气-气-气”三相热交换系统 |
| CN114914472B (zh) * | 2022-04-26 | 2024-01-23 | 徐州华清京昆能源有限公司 | 一种用于固体氧化物燃料电池的防过热装置 |
| CN116892848A (zh) * | 2023-07-18 | 2023-10-17 | 虹阳显示(咸阳)科技有限公司 | 一种用于基板玻璃制造过程中的高效热回收系统及方法 |
| CN117393816B (zh) * | 2023-12-11 | 2024-03-12 | 武汉氢能与燃料电池产业技术研究院有限公司 | 一种燃料电池热电联供装置及供热方法 |
| CN119913539B (zh) * | 2025-04-03 | 2025-06-20 | 江苏常氢科技工程研究院有限公司 | 一种基于太阳能转化的绿氢生产与热电联供设备 |
-
2000
- 2000-01-11 JP JP2000002181A patent/JP3576057B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2001196075A (ja) | 2001-07-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP3576057B2 (ja) | 燃料電池コージェネレーションシステム | |
| JP5295257B2 (ja) | 燃料電池システムの熱回収装置 | |
| KR101843380B1 (ko) | 냉난방 장치 | |
| CN113793947B (zh) | 燃料电池余热利用系统及能源系统 | |
| CN114221062A (zh) | 一种电化学储能系统及热管理方法 | |
| JP2007292435A (ja) | 大気開放型蓄熱槽 | |
| JP6186530B1 (ja) | 燃料電池システム、制御装置、及びプログラム | |
| JP4804699B2 (ja) | 燃料電池システム | |
| JP5399327B2 (ja) | 貯湯タンクユニット | |
| JP2002075427A (ja) | 燃料電池発電システム | |
| JP4818040B2 (ja) | プレートフィン型熱交換器および燃料電池システム | |
| JP3956208B2 (ja) | 燃料電池発電システムとその運転方法 | |
| JP4091046B2 (ja) | コージェネレーションシステム | |
| JP6228708B1 (ja) | 燃料電池システム | |
| JP2010027366A (ja) | 燃料電池コージェネレーションシステム | |
| JP5361125B2 (ja) | 燃料電池装置 | |
| JP2004020081A (ja) | 発電熱利用システム | |
| JP2001266919A (ja) | 燃料電池コージェネレーションシステム | |
| CN222263497U (zh) | 数据中心冷却系统 | |
| JP6449688B2 (ja) | 熱源装置 | |
| JP7264718B2 (ja) | 燃料電池システム | |
| JP2015082479A (ja) | 燃料電池コージェネレーションシステム | |
| JP2002075390A (ja) | 燃料電池発電システム | |
| JP7430991B2 (ja) | 燃料電池装置 | |
| CN121140196A (zh) | 热水器系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20040622 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20040706 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313113 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20070716 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20080716 Year of fee payment: 4 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20090716 Year of fee payment: 5 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20090716 Year of fee payment: 5 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20100716 Year of fee payment: 6 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20110716 Year of fee payment: 7 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20110716 Year of fee payment: 7 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120716 Year of fee payment: 8 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120716 Year of fee payment: 8 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130716 Year of fee payment: 9 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |