JP4751589B2

JP4751589B2 - 燃料電池発電システム

Info

Publication number: JP4751589B2
Application number: JP2004271839A
Authority: JP
Inventors: 隆之篠原; 昌平松田; 正木村; 悦朗坂田
Original assignee: Toshiba Fuel Cell Power Systems Corp
Current assignee: Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Priority date: 2004-09-17
Filing date: 2004-09-17
Publication date: 2011-08-17
Anticipated expiration: 2024-09-17
Also published as: JP2006086080A

Description

本発明は、一般的には、水素を含む燃料を使用して発電する燃料電池発電システムに関し、特に、発電に伴う発熱を利用した熱供給機能を有する燃料電池発電システムに関する。

近年、燃料電池発電システムとして、家庭用あるいは小規模事業用向けの比較的小型の燃料電池発電システムの実用化が推進されている。このシステムは、一般的には、発電による電力と発電に伴う排熱を利用した熱を供給する熱電併給、いわゆるコージェネレーション装置として使用される。

従来では、燃料電池発電システムは、燃料供給基盤の制約上の理由から、都市ガス等の炭化水素系燃料を使用する方式が一般的である。以下、燃料電池発電システムの構成を簡単に説明する。

当該システムは、パッケージユニット内に、直流（ＤＣ）電力を発生する燃料電池本体を含む各要素が統合的に収納された構造である。具体的には、水素を生成する改質器、改質ガス中に多く含まれる一酸化炭素を水素に変えるＣＯ変成器、わずかに残った一酸化炭素を酸化処理するＣＯ選択酸化器、排気中の水分を凝縮させる凝縮器、発電により生じる熱を制御するための電池冷却水系、排熱を供給するための熱利用系および電池冷却水系から熱利用系へ熱を移動させる熱交換器などが収納されている。

また、電気と熱の需要は一致しないため、パッケージユニットの外側に設けられた貯湯槽により温水を貯蔵し、この貯湯槽から温水を利用先に供給する方式が取られることが多い。

このようなシステムにおいて、改質器における都市ガス等の炭化水素系燃料を水素に変換する反応は吸熱反応であるため、燃料電池本体の燃料極からの排気に含まれる未反応の水素を燃焼させ反応熱を与えている。これらは、高い発電効率および排熱利用を含めた総合効率が得られるように、最適設計されたシステムの実現が図られている。

ところで、将来的には、水素供給基盤の整備が計画されており、水素循環型の社会が到来すると考えられている。燃料電池発電システムは、水素循環型社会の重要な構成要素となることが期待されている。即ち、純水素型の燃料電池コージェネレーション発電装置が家庭のあるいは小規模事業者のエネルギーを供給するようになる。

また、大規模な水素供給基盤が整備されるまでの有効なシステムとして、集合住宅あるいは地域コミュニティー等を単位として水素を供給するシステムが提案されている（例えば、特許文献１を参照）。このような各家庭に設置される燃料電池コージェネレーションシステムは、改質器、ＣＯ変成器、ＣＯ選択酸化器で構成される燃料処理装置が不要となるためシンプルな構成が可能となる。

一方、各家庭に置かれる燃料電池コージェネレーションのパッケージユニットは、改質器を有しないため、燃料電池本体の燃料極からの排気に含まれる未反応水素を処理するためのアフターバーナーを有する。このアフターバーナーの燃焼排ガスから熱を温水として回収する方式が取られる。

アフターバーナーの燃焼量は、燃料電池本体の燃料極の燃料利用率により定まるが、このような燃料電池コージェネレーションシステムにおいて燃料利用率を可変することにより熱出力と発電出力の比率を制御することが提案されている（例えば、非特許文献１を参照）。このような熱電比可変のコージェネレーションシステムによれば、様々なエネルギー消費パターンを有する家庭へ電力と温水を最も効率的に供給することが可能である。
特表２００２−５４４３８９号公報 Design options for achieving a rapidly variable heat-to-power ratio in a combined heat and power (CHP) fuel cell system (FCS), W. Colella, Journal of Power Sources 4687 (2002) 1-8

前述したようなアフターバーナーを用いた熱電比可変型の燃料電池コージェネレーションシステムは、その実現ために下記のような技術的な課題があり、その実現が困難であった。まず、第１の課題として、純水素あるいは水素を豊富に含むガス（水素リッチガス）を燃料とする従来のシステムでは、一般的に、燃料電池本体への燃料は、燃料電池本体上流に設置した流量調整弁あるいは可変燃料ポンプ等の流量制御機能により、発電出力に応じた燃料流量が供給される。この燃料流量制御機能は、燃料電池本体において発電で消費される水素量と、アフターバーナーに要求される熱量相当の水素量をあわせた流量を流すよう制御する。

このような燃料流量制御システムにおいては、熱電比が変わることにより制御機能下流の圧力が大きく変動するため燃料流量測定によるフィードバック制御が必要となる。発電出力の比率を高くした場合は燃料電池で水素が消費されるため、圧力は低くなるが、熱出力の比率を高めた場合は燃料電池を通過する燃料流量が大きくなり、しかもアフターバーナーでの燃焼負荷が大きくなることより、制御機能の下流側の圧力が高くなる。

一般的に、燃料電池発電システムは、発電に十分な燃料が供給されない状態で運転を行うと、構造部材が腐食を受けて、急速に劣化が進行する。しかしながら、このようなシステムにおいては熱負荷需要が低くなった場合、燃料電池本体の燃料利用率が高まるため燃料流量制御機能により供給される燃料と燃料電池本体で消費される燃料流量との差が小さくなり、燃料電池本体にとっては危険な状態で運転を行うことになる。

第２の課題として、アフターバーナーを用いた熱電比可変型の燃料電池コージェネレーションシステムは、アフターバーナーからの熱回収により高温での貯湯が可能であるため、相対的に小型の貯湯槽での温水の供給が可能である。しかしながら、当該システムにおいて、電力比の高い運転を行った場合に得られる排熱の多くが、通常では、６０℃程度の低温水となるため、有効な手段とはならなかった。

さらに、第３の課題として、当該システムにおけるアフターバーナーに求められる負荷変化は非常に大きく、通常の燃焼器ではカバーすることが困難である。このため、従来から触媒燃焼器の適用が提案されている（前述の非特許文献１を参照）。

触媒燃焼器を適用すれば、広い負荷範囲で、水素を主成分とする希薄燃料を安定して燃焼することができる。しかしながら、触媒燃焼器に使用される触媒は、停止時に表面が若干酸化された状態になっているため、起動時に酸化表面を還元する必要がある。例えばPtあるいはPd等の燃焼触媒を使用した場合、触媒温度が７０℃以下では還元反応速度が遅く、燃料を導入しても数分間燃焼反応が始まらない問題がある。

このため、触媒燃焼器では電気ヒータ等により触媒を予熱することが行われる。触媒層はガスを低圧損で流しかつ触媒との接触面積を大きく取るため多孔質体、粒状触媒の充填層、ハニカム、ワイヤーメッシュなどの構造をとっているため、熱伝導率は低く電気ヒータ等の加熱源による昇温では時間がかかる問題がある。また、電気ヒータによる昇温は７０℃程度でよいが、触媒燃焼が始まると燃焼温度は４００℃から６００℃程度の高温となる。このため電気ヒータは高い耐熱性が必要となり、高コスト要因となると共に、信頼性を低下させる要因となっていた。

そこで、本発明の目的は、簡単な構成で安定した燃料制御性能、高い信頼性でかつ高効率で高温水として熱回収可能なアフターバーナーを併用する熱電出力比可変型の燃料電池コージェネレーションシステムを実現できる燃料電池発電システムを提供することにある。

本発明の観点に従った燃料電池発電システムは、水素を含む燃料を使用して発電する燃料電池本体と、前記燃料電池本体に含まれる燃料極から排出される可燃成分を含んだ排出ガスを、前記燃料電池本体に含まれる空気極から排出される空気により燃焼させる燃焼器と、前記燃料電池本体または前記燃焼器から発生する熱を温水として回収する熱交換手段と、前記燃料極に対する燃料供給の圧力を一定に保持するとともに、前記燃料極から前記燃焼器に導入する前記排出ガスの流量を調整する流量調整手段とを具備し、前記流量調整手段は、前記排出ガスの流量により一次側の圧力が変動しないように圧力降下が設定されている構成である。

本発明によれば、簡単な構成で安定した燃料制御性能、高い信頼性でかつ高効率で高温水として熱回収可能なアフターバーナーを併用する熱電出力比可変型の燃料電池コージェネレーションシステムを実現できる。

以下図面を参照して、本発明の各実施形態を説明する。

（第１の実施形態）
図１は、第１の実施形態に関する燃料電池発電システムの要部を示すブロック図である。

本システムは、燃料電池パッケージユニット１と、水素ガス源２と、貯湯槽４とを有する。水素ガス源２は、例えば、図３に示すように、集合住宅あるいは地域コミュニティー等を単位として水素を供給する水素分配システムである。

このシステムでは、中央設置燃料処理装置３００が、原燃料から純水素または水素リッチガス（水素を豊富に含むガス）を生成して、各家庭に設置される燃料電池パッケージユニット１に供給するシステムである。また、水素ガス源２は、パイプラインを通じて水素ガスを分配する供給元あるいは貯蔵設備である。以下、純水素または水素リッチガスを総称して水素ガスと表記する。

燃料電池パッケージユニット１は、燃料電池本体１０、２次圧制御弁１１、排気流量調整弁１２、空気フィルタ１３、空気ブロア１４、排気用ヒータ１５、及びアフターバーナー２０を有する。

燃料電池本体１０は、水素ガスが供給される燃料極１０Ａと空気が供給される空気極１０Ｂとを有し、直流の電力を発生する。燃料極１０Ａには、燃料電池パッケージユニット１に供給された水素ガスが、２次圧制御弁１１により常に一定の圧力で供給される。燃料極１０Ａでは、当該水素ガスの一部が発電反応により消費される。

排気流量調整弁１２は、設定された流量で調整し、燃料極１０Ａからの水素ガスを含む燃料排気ガスをアフターバーナー２０に供給する。排気流量調整弁１２は、燃料極１０Ａからの燃料排気ガスの流量により一次側の圧力が変動しないように、圧力降下が十分大きくなるように設定されている。即ち、燃料極１０Ａからの燃料排気ガスの排気は、排気流量調整弁１２の開度による制御、即ち流量測定によるフィードバックを必要としない制御が可能になるように構成されている。

なお、燃料電池パッケージユニット１への燃料供給圧力が、水素ガス源２である供給設備側で安定して制御されている場合は、２次圧制御弁１１は不要である。

排気流量調整弁１２は、燃料電池本体１０の発電出力によって決定される流量と、熱出力指令により要求されるアフターバーナー２０の負荷から決定される流量のいずれか大きい流量となるように、燃料極１０Ａの排気流量を制御する（図２を参照）。

アフターバーナー２０は、広い燃焼負荷範囲に対応できるように内部に燃焼触媒層２０Ａを有する触媒燃焼器である。この燃焼触媒層２０Ａの近傍には、燃焼触媒温度センサ２０Ｂが設置されている。

燃料電池本体１０の空気極１０Ｂには、空気フィルタ１３により不純物や粉塵を取り除いた空気３が、空気ブロア１４により供給される。この空気流量は、空気ブロア１４の可変速制御あるいは流量調整弁などにより調整可能である。また、空気流量は、燃料極１０Ａの排気流量調整弁１２の開度指令と、燃料電池本体１０の発電量の関数として決定される。即ち、空気極１０Ｂには、燃料電池パッケージユニット１への総燃料投入量に比例した空気流量が供給される。排気用ヒータ１５は、空気極１０Ｂの下流で、燃料との混合部２０Ｃの上流の空気配管中に設けられて、空気極１０Ｂから排気される空気を予熱する。

さらに、燃料電池パッケージユニット１は、電池冷却水循環系統１６、電池冷却水熱交換器１７、バイパス配管１７Ａ、電池冷却水温度センサ１８、バイパス流量調整弁１９、燃焼ガス熱交換器２１、凝縮器２２、及び排熱回収循環系統２３を有する。

（第１の実施形態の作用効果）
次に、本実施形態のシステムの動作を説明する。

燃料電池本体１０では、燃料極１０Ａは、供給された水素ガスの一部を発電反応により消費し、水素ガスを含む燃料排気ガスを排気する。排気流量調整弁１２は、設定された流量で調整し、燃料極１０Ａからの燃料排気ガスをアフターバーナー２０に供給する。

一方、空気極１０Ｂから排気される空気は、排気用ヒータ１５により予熱された後に、混合部２０Ｃで燃料排気ガスと混合されて、アフターバーナー２０に供給される。システムの起動時において、アフターバーナー２０は、空気による着火前パージから始まるが、触媒層温度が７０℃以下の低い状態の場合には、排気用ヒータ１５により予熱された空気が燃料排気ガスと混合されて供給される。

アフターバーナー２０は、燃焼触媒温度センサ２０Ｂにより燃焼触媒２０Ａの温度が７０℃以上になったことを確認した後に、燃料排気ガス（空気との混合）の導入を実行する。このような方法であれば、従来のヒータにて燃焼触媒を加熱する方法と比較して、燃焼触媒２０Ａの低い熱伝導率の影響を受けることが無いため、燃焼触媒２０Ａ全体を短時間で均一に昇温することが可能となる。

また、排気用ヒータ１５は、空気温度を７０℃から１５０℃程度に加熱するだけでよい。また、運転状態になると、６０℃から８０℃程度の空気極１０Ｂからの排気が通過するだけである。従って、本実施形態によるいわば起動用予熱方法によれば、高温にさらされる燃焼触媒２０Ａの周辺にヒータを設置することが不要となる。排気用ヒータ１５は、標準的な電気ヒータが使用可能で、相対的に高い耐久性を維持できる。

アフターバーナー２０により、燃料極１０Ａからの燃焼排気ガスは、高温の燃焼ガスとなり、燃焼ガス熱交換器２１および凝縮器２２を経由して低温の排気５として燃料電池パッケージユニット１の外に排出される。

本実施形態の燃料電池システムの熱利用は、排熱回収循環系統２３により行われる。以下、貯湯槽４の温水を利用する熱供給系を説明する。なお、熱の使用先への供給形態は、貯湯槽４に限定されることは無く、また排熱回収循環系統２３を流れる媒体も水に限定されるものではない。

貯湯槽４には、予め相対的に低温の温水が貯蔵されている。この貯湯槽４から低温水は、排熱回収循環系統２３により凝縮器２２に供給されて、水蒸気分を多く含む燃焼ガスから凝縮潜熱を回収する。これと共に、凝縮器２２により、燃料電池発電に必要な水を回収する。凝縮器２２からの水は、電池冷却水熱交換器１７により６０℃から８０℃程度まで昇温されて、燃焼ガス熱交換器２１により８０℃以上の高温水として貯湯槽４に供給される。

また、電池冷却水循環系統１６は電池冷却水熱交換器１７を有し、排熱回収循環系統２３はバイパス配管１７Ａ及びバイパス流量調整弁１９を有している。排熱回収循環系統２３の流量は、排熱供給温度を設定された温度で維持するように制御される。

熱利用負荷が高くなり熱出力を多く取り出す指令が出ると、アフターバーナー２０の燃焼量が多くなり、排熱回収循環系統２３の循環水量が増大する。バイパス流量調整弁１９は、電池冷却水循環系統１６に設置された電池冷却水温度センサ１８を所定の温度範囲に維持するよう電池冷却水熱交換器１０をバイパスする流量を調整する。電池冷却水温度センサ１８は、通常では、燃料電池本体１０の出口に設置されるが、電池冷却水系統１６内での燃料電池本体１０の温度制御上最適な場所に設置されることが好ましい。

以上のような本実施形態のアフターバーナー２０を使用する熱電併給の燃料電池システムであれば、２次圧制御弁１１により、燃料電池本体１０の燃料極１０Ａには常に一定圧力で燃料を供給できるため、燃料が欠乏する危険性を未然に回避できる。また、排気流量調整弁１２により、アフターバーナー２０に供給する燃料排気ガスを直接制御できるため、アフターバーナー２０の負荷追従性の良い熱供給システムを実現できる。

従来のシステムでは、燃料電池本体で消費する水素に加えて、アフターバーナーで消費する水素も合わせて調整する燃料流量制御弁が使用されるため、相対的に大型の制御弁が必要であった。これに対して、本実施形態の排気流量調整弁１２は、アフターバーナー２０への燃料排気ガスの供給だけを調整するため、相対的に小型の弁を使用できる。従って、燃料電池パッケージユニット１の全体的小型化を図ることが可能となる。

さらに、本実施形態のシステムであれば、相対的に高温の温水を貯湯槽４に保存することができる。従って、熱電併給のシステムを実現する場合に、高温水の取り出しを可能とし、しかも熱電出力比を可変としても、燃料電池本体１０の温度を、冷却され過ぎることなく、所定の温度範囲内で安定して維持することが可能となる。

（第２の実施形態）
図４は、第２の実施形態に関する燃料電池システムの構成を示す図である。なお、第１の実施形態と同一構成については、図１と同一符号を付して説明を省略する。

本実施形態の燃料電池パッケージユニット１は、燃料極１０Ａへの燃料供給圧力を調整する２次圧制御弁１１の下流に、燃料極１０Ａ及び排気流量調整弁１２をバイパスするアフターバーナー２０の燃料供給流路３２と、該流路３２中にアフターバーナー２０の燃料量を制御する燃料流量調整弁３１を有する。燃料流量調整弁３１は、アフターバーナー２０の必要燃料量が排気流量調整弁１２で制御される量だけでは熱出力の増加指令に対応できなくなった場合に、アフターバーナー２０の燃料を増大させるように制御される。

また、燃料電池本体１０の空気極１０Ｂに空気を供給する空気ブロア１４の下流に、空気極１０Ｂをバイパスするアフターバーナー２０の空気供給流路３３と、該流路３３中にアフターバーナー２０の空気量を制御する空気流量調整弁３０を有する。空気流量調整弁３０は、アフターバーナー２０の燃料流量調整弁３１により供給されるアフターバーナー２０の燃料量に比例した空気量を供給するように制御される。

前述の第１の実施形態は、熱電比可変システムにおいて、その熱電出力比率が１対１に近い範囲内で有効となるシステムを実現できる。これに対して、本実施形態のシステムは、よれば、熱電出力比率が２倍または３倍の場合でも、第１の実施形態と同様の効果を得ることができる。

（第３の実施形態）
図５は、第３の実施形態に関する燃料電池システムの構成を示す図である。なお、第１及び第２の実施形態と同一構成については、図１及び図４と同一符号を付して説明を省略する。

本実施形態の燃料電池パッケージユニット１は、アフターバーナー２０と燃焼ガス熱交換器２１との間に設けられた高温水取出し熱交換器３４を有する。この高温水取出し熱交換器３４は、２次側に高温水流路３５を介して吸収式冷凍機３６に接続されて、高温水を供給する。なお、本実施形態は、高温水の利用先として吸収式冷凍機３６を使用する構成であるが、高温水の利用先としては吸収式冷凍機に限られることはない。

このようなシステムにおいて、前述したように、アフターバーナー２０の燃料投入量は、排気流量調整弁１２により制御される。ここで、高温水取出し熱交換器３４が高温水を取出して吸収式冷凍機３６に供給する場合に、排気流量調整弁１２の制御だけでは、高温水の供給に必要なアフターバーナー２０の燃料量が確保されない場合がある。このような場合には、アフターバーナー２０の燃料流量調整弁３１によりアフターバーナー２０の燃料を増大させるように制御することになる。

また、アフターバーナー２０の空気流量は、前述の第２の実施形態と同様に、アフターバーナー２０の燃料流量調整弁３１により供給される燃料量に比例した空気量を供給するように制御される。

本実施形態のシステムであれば、貯湯槽４などを使用した低温水熱利用と共に、吸収式冷凍機３６などを使用した高温水熱利用も合わせて行うことが可能となる。

なお、本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。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み合わせにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。

本発明の第１の実施形態に関する燃料電池発電システムの要部を示すブロック図。同実施形態に関する燃料極の排気流量制御を説明するための図。同実施形態に関する水素分配システムを説明するための図。第２の実施形態に関する燃料電池発電システムの要部を示すブロック図。第３の実施形態に関する燃料電池発電システムの要部を示すブロック図。

符号の説明

１…燃料電池パッケージユニット、２…水素ガス源、４…貯湯槽、
１０…燃料電池本体、１０Ａ…燃料極、１０Ｂ…空気極、１１…２次圧制御弁、
１２…排気流量調整弁、１３…空気フィルタ、１４…空気ブロア、１５…排気用ヒータ、
１６…電池冷却水循環系統、１７…電池冷却水熱交換器、１８…電池冷却水温度センサ、
１９…バイパス流量調整弁、２０…アフターバーナー、２０Ａ…燃焼触媒層、
２０Ｂ…燃焼触媒温度センサ、２１…燃焼ガス熱交換器、２２…凝縮器、
２３…排熱回収循環系統、３０…空気流量調整弁、３１…燃料流量調整弁、
３２…燃料供給流路、３３…空気供給流路、３４…高温水取出し熱交換器、
３５…高温水流路、３６…吸収式冷凍機。

Claims

水素を含む燃料を使用して発電する燃料電池本体と、
前記燃料電池本体に含まれる燃料極から排出される可燃成分を含んだ排出ガスを、前記燃料電池本体に含まれる空気極から排出される空気により燃焼させる燃焼器と、
前記燃料電池本体または前記燃焼器から発生する熱を温水として回収する熱交換手段と、
前記燃料極に対する燃料供給の圧力を一定に保持するとともに、前記燃料極から前記燃焼器に導入する前記排出ガスの流量を調整する流量調整手段とを具備し、
前記流量調整手段は、前記排出ガスの流量により一次側の圧力が変動しないように圧力降下が設定されていることを特徴とする燃料電池発電システム。
前記流量調整手段は、
前記熱交換手段による温水供給量に従って前記燃焼器に必要となる流量、または前記燃料電池本体の発電出力に従って定められる最低流量のいずれか大きい流量で、前記排出ガス流量を制御するように構成されることを特徴とする請求項１に記載の燃料電池発電システム。
前記空気極に空気を供給するときの空気供給量を制御する空気供給制御手段を有し、
前記空気供給制御手段は、
前記燃料電池本体の発電出力と前記排出ガス流量の関数として、前記空気供給量を制御することを特徴とする請求項１または請求項２のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
前記熱交換手段は、
前記燃焼ガス中に含まれる水蒸気の凝縮潜熱を放出するための凝縮熱交換器と、当該凝縮熱交換器により得られる温水を前記燃料電池本体の循環水により加熱した温水を生成する第１の熱交換器と、当該第１の熱交換器により得られる温水を前記燃焼ガスの熱により加熱した温水を生成する第２の熱交換器とを含むことを特徴とする請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
前記熱交換手段により得られる温水を、貯湯槽に供給するための供給手段を有することを特徴とする請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
前記熱交換手段は、
前記凝縮熱交換器からの温水を前記第２の熱交換器に供給するためのバイパス手段を有し、
前記バイパス手段は、前記燃料電池本体の循環水の温度を一定に保持するように前記バイパスの流量を制御することを特徴とする請求項４に記載の燃料電池発電システム。
前記第２の熱交換器の温水温度を検出するための温度検出手段と、
前記温度検出手段の検出結果に従って、前記温水の温度を所定の温度に維持するような前記温水の流量制御を実行する流量制御手段と
を有することを特徴とする請求項４に記載の燃料電池発電システム。
前記燃焼器は、燃焼触媒と、当該燃焼触媒上流部の温度を検出する触媒温度検出手段とを有することを特徴とする請求項１から請求項７のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
前記空気極から排出される空気を加熱する加熱手段と、当該加熱手段により加熱された空気と前記排出ガスとを混合して前記燃焼器に供給する手段とを有することを特徴とする請求項１から請求項８のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
前記燃料の一部を、前記燃料極をバイパスして前記燃焼器に供給する第１のバイパス手段と、
前記空気の一部を、前記空気極をバイパスして前記燃焼器に供給する第２のバイパス手段と
を有することを特徴とする請求項１から請求項９のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
前記第１のバイパス手段は、前記燃焼器の熱出力に応じてバイパスする前記燃料の流量を制御する手段を含み、
前記第２のバイパス手段は、前記第１のバイパス手段による前記燃料の流量に比例して前記空気の流量を制御する手段を含むことを特徴とする請求項１０に記載の燃料電池発電システム。
前記燃焼器の出力側に設けられた高温水取出し熱交換器を有することを特徴とする請求項１から請求項１１のいずれか１項に記載の燃料電池発電システム。
前記第１のバイパス手段は、高温水取出し熱交換器において高温水を取出すのに十分な前記燃焼器の熱出力に応じて前記燃料の流量を制御する手段を含み、
前記第２のバイパス手段は、前記第１のバイパス手段による前記燃料の流量に比例して前記空気の流量を制御する手段を含むことを特徴とする請求項１２に記載の燃料電池発電システム。