JP2015069735A - 固体酸化物型燃料電池モジュール、及びそれを備えた固体酸化物型燃料電池装置の製造方法 - Google Patents

固体酸化物型燃料電池モジュール、及びそれを備えた固体酸化物型燃料電池装置の製造方法 Download PDF

Info

Publication number
JP2015069735A
JP2015069735A JP2013200893A JP2013200893A JP2015069735A JP 2015069735 A JP2015069735 A JP 2015069735A JP 2013200893 A JP2013200893 A JP 2013200893A JP 2013200893 A JP2013200893 A JP 2013200893A JP 2015069735 A JP2015069735 A JP 2015069735A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
fuel cell
fuel
temperature
ceramic adhesive
solid oxide
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.)
Granted
Application number
JP2013200893A
Other languages
English (en)
Other versions
JP6252741B2 (ja
Inventor
直樹 渡邉
Naoki Watanabe
直樹 渡邉
暢夫 井坂
Nobuo Isaka
暢夫 井坂
琢也 星子
Takuya Hoshiko
琢也 星子
佐藤　真樹
Maki Sato
真樹 佐藤
田中　修平
Shuhei Tanaka
修平 田中
安藤　茂
Shigeru Ando
茂 安藤
岡本　修
Osamu Okamoto
修 岡本
正紀 古屋
Masanori Furuya
正紀 古屋
大 籾山
Dai Momiyama
大 籾山
潔 端山
Kiyoshi Hayama
潔 端山
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Toto Ltd
Original Assignee
Toto Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Toto Ltd filed Critical Toto Ltd
Priority to JP2013200893A priority Critical patent/JP6252741B2/ja
Priority to EP14186291.2A priority patent/EP2854209B1/en
Priority to CN201410497919.6A priority patent/CN104518232A/zh
Priority to US14/496,241 priority patent/US20150093661A1/en
Publication of JP2015069735A publication Critical patent/JP2015069735A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP6252741B2 publication Critical patent/JP6252741B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H01M8/124—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte characterised by the process of manufacturing or by the material of the electrolyte
    • H01M8/1246—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte characterised by the process of manufacturing or by the material of the electrolyte the electrolyte consisting of oxides
    • 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
    • H01M8/02—Details
    • H01M8/0271—Sealing or supporting means around electrodes, matrices or membranes
    • H01M8/0273—Sealing or supporting means around electrodes, matrices or membranes with sealing or supporting means in the form of a frame
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M50/00—Constructional details or processes of manufacture of the non-active parts of electrochemical cells other than fuel cells, e.g. hybrid cells
    • H01M50/10—Primary casings; Jackets or wrappings
    • H01M50/183—Sealing members
    • H01M50/186—Sealing members characterised by the disposition of the sealing members
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M50/00—Constructional details or processes of manufacture of the non-active parts of electrochemical cells other than fuel cells, e.g. hybrid cells
    • H01M50/10—Primary casings; Jackets or wrappings
    • H01M50/183—Sealing members
    • H01M50/19—Sealing members characterised by the material
    • H01M50/191—Inorganic material
    • 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
    • H01M8/02—Details
    • H01M8/0202—Collectors; Separators, e.g. bipolar separators; Interconnectors
    • 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
    • H01M8/02—Details
    • H01M8/0271—Sealing or supporting means around electrodes, matrices or membranes
    • 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
    • H01M8/02—Details
    • H01M8/0271—Sealing or supporting means around electrodes, matrices or membranes
    • H01M8/028—Sealing means characterised by their material
    • H01M8/0282—Inorganic material
    • 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
    • H01M8/02—Details
    • H01M8/0271—Sealing or supporting means around electrodes, matrices or membranes
    • H01M8/0286—Processes for forming seals
    • 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
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • 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
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • 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
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H01M2008/1293—Fuel cells with solid oxide electrolytes
    • 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
    • Y02E60/10—Energy storage using batteries
    • 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
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

【課題】セラミック接着剤を使用して、燃料電池モジュール内の構成部品を気密的に接合した固体酸化物型燃料電池装置の製造方法を提供する。【解決手段】本発明は、固体酸化物型燃料電池装置の製造方法(1)であって、燃料を導く流路が気密的に構成されるように、接合部にセラミック接着剤を付着させる接着剤付着工程と、セラミック接着剤を乾燥硬化させる乾燥硬化工程を備え、乾燥硬化工程は、セラミック接着剤を、次の製造工程が実施可能な状態まで、所定の第１温度で硬化させる作業可能硬化工程と、接着剤付着工程と作業可能硬化工程が複数回繰り返された後で行われる溶媒除去硬化工程と、を有し、溶媒除去硬化工程は、第１温度よりも高い、発電運転時における燃料電池セル(16)の温度に概ね等しい第２温度まで上昇させることにより、各作業可能硬化工程において硬化されたセラミック接着剤を更に硬化させることを特徴としている。【選択図】図２４

Description

本発明は、固体酸化物型燃料電池モジュールに関し、特に、収容された複数の燃料電池セルに燃料及び酸化剤ガスを供給して発電する固体酸化物型燃料電池モジュール、及びそれを備えた固体酸化物型燃料電池装置の製造方法に関する。
固体酸化物型燃料電池（Solid Oxide Fuel Cell：以下「ＳＯＦＣ」とも言う）は、電解質として酸化物イオン導電性固体電解質を用い、その両側に電極を取り付け、一方の側に燃料ガスを供給し、他方の側に酸化剤ガス（空気、酸素等）を供給して、比較的高温で動作する燃料電池である。
固体酸化物型燃料電池装置、特に、燃料電池セルを収容した燃料電池モジュールには、燃料電池セルに燃料を供給するための燃料流路、空気等の酸化剤ガスを供給するための酸化剤ガス流路等が内蔵されている。通常、これらの流路は複数の構成部品によって構成され、各構成部品を接合することにより流路が形成されている。また、固体酸化物型燃料電池は一般に６００〜１０００℃の高温で動作するため、各構成部品を、このような高温に耐えるように接合する必要がある。加えて、燃料流路、酸化剤ガス流路等を構成する各構成部品の接合部は、気密性が確保されていなければならない。
このため、燃料電池モジュール内において、構成部品間の気密性が要求される接合部には、構成部品をボルト等で機械的に固定した後、接合部にペースト状のガラスを流し込むことにより気密性を確保する、等の手法が採用されてきた。
また、特許第３８９４８６０号（特許文献１）、特開平６−２１５７８２号（特許文献２）記載の燃料電池においては、燃料電池モジュール内の構成部品の接合部を、セラミック接着剤により接着することが記載されている。
特許第３８９４８６０号 特開平６−２１５７８２号
しかしながら、構成部品をボルト等で機械的に固定した後、接合部にペースト状のガラスを流し込むことにより気密性を確保する場合、１箇所の接合に２工程必要になり、製造工程が多くなるため製造コストが嵩むという問題がある。
加えて、燃料電池モジュール内の構成部品をボルトにより固定すると、高温に晒された際、ボルトからクロム成分が蒸発され、これが燃料電池セルにクロム被毒をもたらし、セルが劣化するという問題がある。また、接合部の気密性を確保するためにガラスによりシールを行うと、高温に晒された際、ガラスからホウ素が蒸発し、セルに付着することで燃料電池セルを劣化させるという問題も発生する。
一方、特許第３８９４８６０号、特開平６−２１５７８２号に記載されているセラミック接着剤を使用した接着によれば、上記のような燃料電池セルの劣化を回避することができる。しかしながら、セラミック接着剤による従来の接合では、構成部品同士の固定と同時に、構成部品間の確実なシールを行うことができないという問題がある。
即ち、セラミック接着剤は、塗布後、硬化される際に水等の溶媒が蒸発し体積が収縮するため、この収縮を上手にコントロールしないと硬化した後のセラミック接着剤の層には、収縮に伴う剥がれや過剰なクラックが発生する。セラミック接着剤層にこのような剥がれやクラックが発生した場合、構成部品間の十分な接着強度が得られているとしても、その接合部における十分な気密性までは確保することができない。この気密性の欠如を補うために、接着後のセラミック接着剤層の上を、ガラスによりコーティングすることも提案されている（特許第３８９４８６０号、段落００２９）。しかしながら、セラミック接着剤層をガラスでコーティングした場合、製造工程が増加すると共に、ガラスからのホウ素蒸発の問題が発生するので、セラミック接着剤を使用することに何らメリットがない。
また、セラミック接着剤層におけるクラックは、付着されたセラミック接着剤を急激に乾燥させた場合に発生しやすい。従って、付着させたセラミック接着剤を常温で自然乾燥させたとすれば、クラックの発生を回避することも可能である。しかしながら、セラミック接着剤を自然乾燥させた場合、接合部に十分な接着強度が得られるまでには極めて長い時間が必要となり、その間、次の製造工程に移ることができない。一般に、固体酸化物型燃料電池装置の組み立てには非常に多くの製造工程が必要であるため、セラミック接着剤による接着は、工業的には全く実用に供することができない。固体酸化物型燃料電池装置の組み立てにおいて、セラミック接着剤を使用することが特許文献には記載されているものの、未だ実用化されていないのは、これらの理由によるものと考えられる。
さらに、本件発明者は、セラミック接着剤を使用して固体酸化物型燃料電池装置を組み立てた場合、セラミック接着剤が実用強度に耐える程に十分に硬化され気密性も実用に耐え得る程度確保できていたとしても、燃料電池装置を最初に運転して高温に晒した際に接着部分の気密性が損なわれてしまう、という新たな技術課題を見出した。即ち、付着されたセラミック接着剤が硬化し、十分な気密性、接着強度が得られている状態であっても、硬化されたセラミック接着剤層の内部には、少量の水分又は他の蒸発性の溶媒が残留している。特にこの残留する水分や溶媒の量が集中的に多く内部に残留している状態では、燃料電池装置が最初に運転された際、硬化されたセラミック接着剤層は乾燥・硬化時の温度よりも遙かに高い温度まで極めて速い時間内で急激に加熱されるような状態になるため、残留している水分や溶媒が急激に体積膨張及び蒸発され、その際、既に硬化しているセラミック接着剤層の表層部分で強度の弱い部分を切り開くように作用して新たなクラックを生じさせてしまう。このような、実使用時において発生する気密性喪失の原因が、本件発明者により突き止められた。
即ち、セラミック接着剤を固体酸化物型燃料電池装置の組み立てに使用した場合、セラミック接着剤の一般的な使用における乾燥・硬化状態では、燃料電池装置の起動工程における温度上昇には耐えることができない。セラミック接着剤層の内部に残留する水分や溶媒を起動工程の温度上昇に耐える状態まで減少させるには、更に長い時間をかけてゆっくりと十分に乾燥させておく必要がある。このような理由から、セラミック接着剤を使用した固体酸化物型燃料電池装置の組み立てには非常に長い時間が必要となり、実用化は極めて困難である。
従って、本発明は、セラミック接着剤を使用して、燃料電池モジュール内の構成部品を気密的に接合した固体酸化物型燃料電池モジュール、及びそれを備えた固体酸化物型燃料電池装置の製造方法を提供することを目的としている。
上述した課題を解決するために、本発明は、燃料電池モジュールに収容された複数の燃料電池セルに燃料及び酸化剤ガスを供給して発電する固体酸化物型燃料電池装置の製造方法であって、燃料電池モジュール内で燃料又は酸化剤ガスを導く流路が気密的に構成されるように、構成部品の接合部にセラミック接着剤を付着させる接着剤付着工程と、付着されたセラミック接着剤を乾燥硬化させる乾燥硬化工程を備え、乾燥硬化工程は、付着されたセラミック接着剤を、次の製造工程が実施可能な状態まで、所定の第１温度で硬化させる作業可能硬化工程と、接着剤付着工程と作業可能硬化工程が複数回繰り返された後で行われる溶媒除去硬化工程と、を有し、溶媒除去硬化工程は、第１温度よりも高い、完成した固体酸化物型燃料電池装置の発電運転時における燃料電池セルの温度に概ね等しい第２温度まで上昇させることにより、各作業可能硬化工程において硬化されたセラミック接着剤から更にセラミック接着剤内部に残存する溶媒を除去させて更に硬化させることを特徴としている。
このように構成された本発明においては、接着剤付着工程において、燃料電池モジュール内で燃料又は酸化剤ガスを導く流路が気密的に構成されるように、構成部品の接合部にセラミック接着剤が付着される。乾燥硬化工程の作業可能硬化工程においては、付着されたセラミック接着剤が、次の製造工程が実施可能な状態まで、所定の第１温度で硬化される。乾燥硬化工程の溶媒除去硬化工程は、接着剤付着工程と作業可能硬化工程が複数回繰り返された後で行われ、第１温度よりも高い、完成した固体酸化物型燃料電池装置の発電運転時における燃料電池セルの温度に概ね等しい第２温度まで上昇させることにより、各作業可能硬化工程において硬化されたセラミック接着剤から更にセラミック接着剤内部に残存する溶媒を除去させて更に硬化させる。
このように構成された本発明によれば、接着剤付着工程において付着されたセラミック接着剤が、作業可能硬化工程において硬化される。作業可能硬化工程終了後のセラミック接着剤は、次の製造工程が実施可能な状態まで硬化されているが、組み立て終わった固体酸化物型燃料電池装置を運転すると、クラックが発生する可能性のある状態である。このように、作業可能硬化工程では、次の製造工程が実施可能な状態であるが、発電運転に移行させる起動工程段階で一般的な発電温度６００度以上に２時間程度で昇温させた場合には、クラックが発生してしまう。即ち、作業可能硬化工程後においても、セラミック接着剤中に残留する水及び溶媒が微量あり、この状態では溶媒が起動工程における急激な加熱上昇で急激に体積膨張し、急激に蒸発するためクラックが発生してしまう。しかしながら、作業可能硬化工程では、次工程の作業が可能なように硬化させているだけで良いため乾燥硬化時間を短くでき、短時間で次の工程に移行することができる。また、そのような乾燥硬化であるため溶媒の蒸発が遅くクラックを発生する危険もない。これはセラミック接着剤の特性を上手く利用したものである。具体的には、固体酸化物型燃料電池の組み立て作業を行なう程度の硬化状態を得る程度であればセラミック接着剤は極めて短時間で行える一方で、強度の確保に加えてクラックの発生を防止して気密性を確保するためには、極端に乾燥硬化時間を長くする必要があるという知見を見出したことによる工夫である。
さらに、接着剤付着工程と作業可能硬化工程は、複数回繰り返される。このため、初期の接着剤付着工程において付着されたセラミック接着剤には複数回の作業可能硬化工程が施されることになる。これにより、次工程の作業を進める過程の中で硬化されたセラミック接着剤内部の水分又は溶媒が長い時間をかけて少しずつ蒸発され、硬化されたセラミック接着剤は発電時における温度に耐え得る状態に近くなる。これによって作業効率を高めつつ、気密性不良を招くようなクラックの発生を確実に回避できる。更に、接着剤付着工程と作業可能硬化工程が複数回繰り返された後、各作業可能硬化工程により硬化された複数の接合部を、溶媒除去硬化工程により更に乾燥させる。硬化されたセラミック接着剤内部に残留する水分又は溶媒は、溶媒除去硬化工程により極めて微量になり、硬化されたセラミック接着剤は発電時における温度に耐え得る状態となる。
本発明によれば、複数回の作業可能硬化工程により硬化された複数の接合部を、発電を開始するまでの起動工程における温度上昇に耐え得る状態まで同時に乾燥させるため、製造に要する時間を短縮しながら構成部品を気密的に接合することができる。加えて、溶媒除去硬化工程においては、作業可能硬化工程を行う第１温度よりも高い、完成した固体酸化物型燃料電池装置の発電運転時における燃料電池セルの温度に概ね等しい第２温度まで上昇させている。これにより、実際の起動工程において、セラミック接着剤層に過剰なクラックが発生するリスクを確実に回避することができる。
本発明において、好ましくは、さらに、溶媒除去硬化工程が完了した燃料電池モジュールの組立体に、更なる構成部品を組み付ける第２次組付工程と、この第２次組付工程において組み付けられた構成部品にセラミック接着剤を付着させる第２次接着剤付着工程と、この第２次接着剤付着工程において付着されたセラミック接着剤を乾燥硬化させる第２次乾燥硬化工程と、を備え、第２次組付工程において組み付けられる構成部品には、第２温度には耐えない構成部品が少なくとも１つ含まれ、第２次乾燥硬化工程は、第２温度よりも低い所定の第３温度まで温度上昇させることにより実行される。
このように構成された本発明においては、溶媒除去硬化工程が完了した燃料電池モジュールの組立体に、第２次組付工程において、更なる構成部品が組み付けられ、組み付けられた構成部品が第２次接着剤付着工程、第２次乾燥硬化工程により、セラミック接着剤で固定される。第２次乾燥硬化工程においては、第２温度よりも低い所定の第３温度まで温度上昇されるので、第２次組付工程において第２温度には耐えない構成部品を組み付けることができる。これにより、溶媒除去硬化工程によって、構成部品の接合部における気密性を十分に確保しながら、熱に弱い部品も、セラミック接着剤を使用した組み立て工程中に取り付けを完了することができ、製造工程を短縮することができる。
本発明において、好ましくは、第２次接着剤付着工程において付着されるセラミック接着剤は、完成した固体酸化物型燃料電池装置の発電運転時において第２温度まで上昇しない部分の接合に使用されている。
このように構成された本発明によれば、第２次接着剤付着工程において付着されたセラミック接着剤層は発電運転時の温度に晒されることがない。このため、第２次乾燥硬化工程により硬化されたセラミック接着剤が、第２温度まで上昇されていなくとも、実際の起動工程において、セラミック接着剤層に過剰なクラックが発生するリスクを確実に回避することができる。
本発明において、好ましくは、燃料電池モジュールは排気ガスを浄化するための燃焼触媒を備えており、第２次接着剤付着工程において付着されたセラミック接着剤は、燃料電池モジュール内で排気ガスを導く流路を構成する構成部品を、燃焼触媒よりも下流側で接合する接合部に使用されている。
このように構成された本発明によれば、第２次接着剤付着工程において付着されたセラミック接着剤が燃焼触媒の下流側の接合部に使用されているので、万一、過剰なクラックが発生したとしても、有害な排気ガスが外部に漏れることがない。
本発明において、好ましくは、溶媒除去硬化工程中において、燃料電池モジュール内で燃料を導く流路に、酸素を含まない気体が供給される。
このように構成された本発明によれば、溶媒除去硬化工程中において、燃料を導く流路に酸素を含まない気体が供給されることにより、燃料電池セルの燃料極側が酸素を含まない気体で充満するので、高温で溶媒除去硬化工程を行いながら、燃料極の酸化を防止することができる。
本発明において、好ましくは、溶媒除去硬化工程中において、燃料電池モジュール内で燃料を導く流路に水素を供給すると共に、燃料電池セルに発生する起電力を測定して、燃料電池モジュール内で燃料を導く流路の漏れを検査し、又は燃料電池セルの燃料極の還元状態を検査する。
このように構成された本発明によれば、溶媒除去硬化工程が、発電運転時における温度と概ね等しい温度で行われると共に、燃料電池セルに水素が供給されるので、燃料電池セルは発電が可能な状態となる。このため、燃料電池セルに発生する起電力を測定するだけで、燃料電池モジュール内の漏れ、ないし燃料電池セルの燃料極の還元状態を検査することができる。
また、本発明は、収容された複数の燃料電池セルに燃料及び酸化剤ガスを供給して発電する固体酸化物型燃料電池モジュールであって、複数の燃料電池セル及びこれらの燃料電池セルを収容する発電室を備え、燃料電池モジュールの発電運転時において、複数の燃料電池セルとほぼ同じ温度に上昇する高温部組立体と、この高温部組立体の外側に設けられ、燃料電池モジュールの発電運転時における複数の燃料電池セルの温度には耐えない構成部品を含む低温部組立体と、を有し、高温部組立体は、セラミック接着剤により気密的に接合された構成部品によって構成された燃料流路を含み、低温部組立体は、セラミック接着剤により、高温部組立体に接合されていることを特徴としている。
このように構成された本発明においては、燃料電池セルを収容する発電室を備え、発電運転時における温度まで上昇する高温部組立体の外側に、発電運転時における複数の燃料電池セルの温度には耐えない構成部品を含む低温部組立体が設けられている。高温部組立体は、セラミック接着剤により気密的に接合された構成部品によって構成された燃料流路を含んでおり、低温部組立体は、セラミック接着剤により、高温部組立体に接合されている。
このように構成された本発明によれば、高い気密性を要求される燃料流路が、内側の高温部組立体に備えられているので、高温部組立体まで組み立てた状態で、セラミック接着剤を高温で乾燥硬化させることができる。その一方、高温に耐えることができない構成部品は、外側の低温部組立体に含まれているので、高い気密性が要求される高温部組立体を組み立てた外側に低温部組立体を組み付け、低い温度でセラミック接着剤を乾燥、硬化させ高温に弱い構成部品を熱から保護することができる。
本発明において、好ましくは、さらに、燃料電池モジュール内で排気ガスを導く排気流路を有し、低温部組立体は、排気流路の外側に配置された酸化剤ガス供給流路を備えている。
このように構成された本発明によれば、低温部組立体に酸化剤ガス供給流路が備えられ、その内側に排気流路が設けられているので、高温になりやすい排気流路を酸化剤ガス供給流路を流れる酸化剤ガスで冷却することができる。このため、排気流路全体を高温部組立体に含ませる必要がなく、設計の自由度を広げることができる。
本発明において、好ましくは、排気流路には排気ガスを浄化するための燃焼触媒が配置され、低温部組立体は、燃料電池モジュールの発電運転時における複数の燃料電池セルの温度には耐えない構成部品として、燃焼触媒を加熱するための触媒ヒータを含む。
このように構成された本発明によれば、燃焼触媒を加熱する触媒ヒータが低温部組立体に含まれているので、触媒ヒータを備えた排気流路をセラミック接着剤を使用して組み立てることができる。
本発明の固体酸化物型燃料電池モジュール、及びそれを備えた固体酸化物型燃料電池装置の製造方法によれば、セラミック接着剤を使用して、燃料電池モジュール内の構成部品を気密的に接合することができる。
本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置（ＳＯＦＣ）を示す全体構成図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置に内蔵されている燃料電池セル収容容器の断面図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置に内蔵されている燃料電池セル収容容器の主な部材を分解して示した断面図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置に内蔵されている排気集約室の部分を拡大して示す断面図である。 図２におけるV−V断面である。 （ａ）下端がカソードにされている燃料電池セルの下端部を拡大して示す断面図であり、（ｂ）下端がアノードにされている燃料電池セルの下端部を拡大して示す断面図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示した模式図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置において、流し込まれたセラミック接着剤の上に配置されるカバー部材の平面図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置において、流し込まれたセラミック接着剤の上にカバー部材を配置した状態を示す斜視図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造手順を示すフローチャートである。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置において、燃料電池セルの集約室下部材への接着部を拡大して示す断面図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造方法における、作業可能硬化工程、溶媒除去硬化工程中の乾燥炉内の温度制御の一例を示すグラフである。 通常の接着方法により、燃料電池セルをセラミック接着剤で接着した場合の一例を示す写真である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造方法における溶媒除去硬化工程の加熱方法を説明する図である。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造方法における溶媒除去硬化工程及び検査の手順を示すフローチャートである。 本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置の製造方法における溶媒除去硬化工程の加熱状態を示す図である。
次に、添付図面を参照して、本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池装置（ＳＯＦＣ）を説明する。
図１は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置（ＳＯＦＣ）を示す全体構成図である。この図１に示すように、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池装置（ＳＯＦＣ）１は、燃料電池モジュール２と、補機ユニット４を備えている。
燃料電池モジュール２は、ハウジング６を備え、このハウジング６内部には、断熱材７を介して燃料電池セル収容容器８が配置されている。この燃料電池セル収容容器８内の内部には発電室１０が構成され、この発電室１０の中には複数の燃料電池セル１６が同心円状に配置されており、これらの燃料電池セル１６により、燃料ガスと酸化剤ガスである空気の発電反応が行われる。
各燃料電池セル１６の上端部には、排気集約室１８が取り付けられている。各燃料電池セル１６において発電反応に使用されずに残った残余の燃料（オフガス）は、上端部に取り付けられた排気集約室１８に集められ、この排気集約室１８の天井面に設けられた複数の噴出口から流出される。流出した燃料は、発電室１０内で発電に使用されずに残った空気により燃焼され、排気ガスが生成されるようになっている。
次に、補機ユニット４は、水道等の水供給源２４からの水を貯水してフィルターにより純水とする純水タンク２６と、この純水タンクから供給される水の流量を調整する水供給装置である水流量調整ユニット２８（モータで駆動される「水ポンプ」等）を備えている。また、補機ユニット４は、都市ガス等の燃料供給源３０から供給された炭化水素系の原燃料ガスの流量を調整する燃料供給装置である燃料ブロア３８（モータで駆動される「燃料ポンプ」等）を備えている。
なお、燃料ブロア３８を通過した原燃料ガスは、燃料電池モジュール２内に配置された脱硫器３６と、熱交換器３４、電磁弁３５を介して燃料電池セル収容容器８の内部に導入される。脱硫器３６は、燃料電池セル収容容器８の周囲に環状に配置されており、原燃料ガスから硫黄を除去するようになっている。また、熱交換器３４は、脱硫器３６において温度上昇した高温の原燃料ガスが直接電磁弁３５に流入し、電磁弁３５が劣化されるのを防止するために設けられている。電磁弁３５は、燃料電池セル収容容器８内への原燃料ガスの供給を停止するために設けられている。
補機ユニット４は、空気供給源４０から供給される空気の流量を調整する酸化剤ガス供給装置である空気流量調整ユニット４５（モータで駆動される「空気ブロア」等）を備えている。
さらに、補機ユニット４には、燃料電池モジュール２からの排気ガスの熱を回収するための温水製造装置５０が備えられている。この温水製造装置５０には、水道水が供給され、この水道水が排気ガスの熱により温水となり、図示しない外部の給湯器の貯湯タンクへ供給されるようになっている。
さらに、燃料電池モジュール２には、燃料電池モジュール２により発電された電力を外部に供給するための電力取出部（電力変換部）であるインバータ５４が接続されている。
次に、図２及び図３により、本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池装置（ＳＯＦＣ）の燃料電池モジュールに内蔵された燃料電池セル収容容器の内部構造を説明する。図２は燃料電池セル収容容器の断面図であり、図３は燃料電池セル収容容器の主な部材を分解して示した断面図である。
図２に示すように、燃料電池セル収容容器８内の空間には、複数の燃料電池セル１６が同心円状に配列され、その周囲を取り囲むように燃料流路である燃料ガス供給流路２０、排ガス排出流路２１、酸化剤ガス供給流路２２が順に同心円状に形成されている。ここで、排ガス排出流路２１及び酸化剤ガス供給流路２２は、酸化剤ガスを供給／排出する酸化剤ガス流路として機能する。
まず、図２に示すように、燃料電池セル収容容器８は、概ね円筒状の密閉容器であり、その側面には、発電用の空気を供給する酸化剤ガス流入口である酸化剤ガス導入パイプ５６、及び排気ガスを排出する排ガス排出パイプ５８が接続されている。さらに、燃料電池セル収容容器８の上端面からは、排気集約室１８から流出した残余燃料に点火するための点火ヒーター６２が突出している。
図２及び図３に示すように、燃料電池セル収容容器８の内部には、燃料電池セル１６の周囲を取り囲むように、内側から順に、発電室構成部材である内側円筒部材６４、外側円筒部材６６、内側円筒容器６８、外側円筒容器７０が配置されている。上述した燃料ガス供給流路２０、排ガス排出流路２１、及び酸化剤ガス供給流路２２は、これらの円筒部材及び円筒容器の間に夫々構成される流路であり、隣り合う流路の間で熱交換が行われる。即ち、排ガス排出流路２１は燃料ガス供給流路２０を取り囲むように配置され、酸化剤ガス供給流路２２は排ガス排出流路２１を取り囲むように配置されている。また、燃料電池セル収容容器８の下端側の開放空間は、燃料を各燃料電池セル１６に分散させる燃料ガス分散室７６の底面を構成する概ね円形の分散室底部材７２により塞がれている。
内側円筒部材６４は、概ね円筒状の中空体であり、その上端及び下端は開放されている。また、内側円筒部材６４の内壁面には、分散室形成板である円形の第１固定部材６３が気密的に溶接されている。この第１固定部材６３の下面と、内側円筒部材６４の内壁面と、分散室底部材７２の上面により、燃料ガス分散室７６が画定される。また、第１固定部材６３には、各々燃料電池セル１６を挿通させる複数の挿通穴６３ａが形成されており、各燃料電池セル１６は、各挿通穴６３ａに挿通された状態で、セラミック接着剤により第１固定部材６３に接着されている。このように、本実施形態の固体酸化物型燃料電池装置１においては、燃料電池モジュール２を構成する部材間相互の接合部には、セラミック接着剤が充填され、硬化されることにより、各部材が相互に気密的に接合されている。
外側円筒部材６６は、内側円筒部材６４の周囲に配置される円筒状の管であり、内側円筒部材６４との間に円環状の流路が形成されるように、内側円筒部材６４と概ね相似形に形成されている。さらに、内側円筒部材６４と外側円筒部材６６の間には中間円筒部材６５が配置されている。中間円筒部材６５は、内側円筒部材６４と外側円筒部材６６の間に配置された円筒状の管であり、内側円筒部材６４の外周面と中間円筒部材６５の内周面の間には改質部９４が構成されている。また、中間円筒部材６５の外周面と、外側円筒部材６６の内周面の間の円環状の空間は、燃料ガス供給流路２０として機能する。このため、改質部９４及び燃料ガス供給流路２０は、燃料電池セル１６における発熱及び排気集約室１８上端における残余燃料の燃焼により熱を受ける。また、内側円筒部材６４の上端部と外側円筒部材６６の上端部は溶接により気密的に接合されており、燃料ガス供給流路２０の上端は閉鎖されている。さらに、中間円筒部材６５の下端と、内側円筒部材６４の外周面は、溶接により気密的に接合されている。
内側円筒容器６８は、外側円筒部材６６の周囲に配置される円形断面のカップ状の部材であり、外側円筒部材６６との間にほぼ一定幅の円環状の流路が形成されるように、側面が外側円筒部材６６と概ね相似形に形成されている。この内側円筒容器６８は、内側円筒部材６４の上端の開放部を覆うように配置される。外側円筒部材６６の外周面と、内側円筒容器６８の内周面の間の円環状の空間は、排ガス排出流路２１（図２）として機能する。この排ガス排出流路２１は、内側円筒部材６４の上端部に設けられた複数の小穴６４ａを介して内側円筒部材６４の内側の空間と連通している。また、内側円筒容器６８の下部側面には、排ガス流出口である排ガス排出パイプ５８が接続されており、排ガス排出流路２１が排ガス排出パイプ５８に連通される。
排ガス排出流路２１の下部には、燃焼触媒６０及びこれを加熱するためのシースヒーター６１が配置されている。
燃焼触媒６０は、排ガス排出パイプ５８よりも上方に、外側円筒部材６６の外周面と内側円筒容器６８の内周面の間の円環状の空間に充填された触媒である。排ガス排出流路２１を下降した排気ガスは、燃焼触媒６０を通過することにより一酸化炭素が除去され、排ガス排出パイプ５８から排出される。
シースヒーター６１は、燃焼触媒６０の下方の、外側円筒部材６６の外周面を取り囲むように取り付けられた電気ヒーターである。固体酸化物型燃料電池装置１の起動時において、シースヒーター６１に通電することにより、燃焼触媒６０が活性温度まで加熱される。
外側円筒容器７０は、内側円筒容器６８の周囲に配置される円形断面のカップ状の部材であり、内側円筒容器６８との間にほぼ一定幅の円環状の流路が形成されるように、側面が内側円筒容器６８と概ね相似形に形成されている。内側円筒容器６８の外周面と、外側円筒容器７０の内周面の間の円環状の空間は、酸化剤ガス供給流路２２として機能する。また、外側円筒容器７０の下部側面には、酸化剤ガス導入パイプ５６が接続されており、酸化剤ガス供給流路２２が酸化剤ガス導入パイプ５６に連通される。
分散室底部材７２は、概ね円形の皿状の部材であり、内側円筒部材６４の内壁面にセラミック接着剤により気密的に固定される。これにより、第１固定部材６３と分散室底部材７２の間に、燃料ガス分散室７６が構成される。また、分散室底部材７２の中央には、バスバー８０（図２）を挿通させるための挿通管７２ａが設けられている。各燃料電池セル１６に電気的に接続されたバスバー８０は、この挿通管７２ａを通して燃料電池セル収容容器８の外部に引き出される。また、挿通管７２ａには、セラミック接着剤が充填され、燃料ガス分散室７８の気密性が確保されている。さらに、挿通管７２ａの周囲には、断熱材７２ｂ（図２）が配置されている。
内側円筒容器６８の天井面から垂下するように、発電用の空気を噴射するための、円形断面の酸化剤ガス噴射用パイプ７４が取り付けられている。この酸化剤ガス噴射用パイプ７４は、内側円筒容器６８の中心軸線上を鉛直方向に延び、その周囲の同心円上に各燃料電池セル１６が配置される。酸化剤ガス噴射用パイプ７４の上端が内側円筒容器６８の天井面に取り付けられることにより、内側円筒容器６８と外側円筒容器７０の間に形成されている酸化剤ガス供給流路２２と酸化剤ガス噴射用パイプ７４が連通される。酸化剤ガス供給流路２２を介して供給された空気は、酸化剤ガス噴射用パイプ７４の先端から下方に噴射され、第１固定部材６３の上面に当たって、発電室１０内全体に広がる。
燃料ガス分散室７６は、第１固定部材６３と分散室底部材７２の間に構成される円筒形の気密性のあるチャンバーであり、その上面に各燃料電池セル１６が林立されている。第１固定部材６３の上面に取り付けられた各燃料電池セル１６は、その内側の燃料極が、燃料ガス分散室７６の内部と連通されている。各燃料電池セル１６の下端部は、第１固定部材６３の挿通穴６３ａを貫通して燃料ガス分散室７６の内部に突出し、各燃料電池セル１６は第１固定部材６３に、接着により固定されている。
図２に示すように、内側円筒部材６４には、第１固定部材６３よりも下方に複数の小穴６４ｂが設けられている。内側円筒部材６４の外周と中間円筒部材６５の内周の間の空間は、複数の小穴６４ｂを介して燃料ガス分散室７６内に連通されている。供給された燃料は、外側円筒部材６６の内周と中間円筒部材６５の外周の間の空間を一旦上昇した後、内側円筒部材６４の外周と中間円筒部材６５の内周の間の空間を下降し、複数の小穴６４ｂを通って燃料ガス分散室７６内に流入する。燃料ガス分散室７６に流入した燃料は、燃料ガス分散室７６の天井面（第１固定部材６３）に取り付けられた各燃料電池セル１６の燃料極に分配される。
さらに、燃料ガス分散室７６内に突出している各燃料電池セル１６の下端部は、燃料ガス分散室７６内でバスバー８０に電気的に接続され、挿通管７２ａを通して電力が外部に引き出される。バスバー８０は、各燃料電池セル１６により生成された電力を、燃料電池セル収容容器８の外部へ取り出すための細長い金属導体であり、碍子７８を介して分散室底部材７２の挿通管７２ａに固定されている。バスバー８０は、燃料ガス分散室７６の内部において、各燃料電池セル１６に取り付けられた集電体８２と電気的に接続されている。また、バスバー８０は、燃料電池セル収容容器８の外部において、インバータ５４（図１）に接続される。なお、集電体８２は、排気集約室１８内に突出している各燃料電池セル１６の上端部にも取り付けられている（図４）。これら上端部及び下端部の集電体８２により、複数の燃料電池セル１６が電気的に並列に接続されると共に、並列に接続された複数組の燃料電池セル１６が電気的に直列に接続され、この直列接続の両端が夫々バスバー８０に接続される。
次に、図４及び図５を参照して、排気集約室の構成を説明する。
図４は排気集約室の部分を拡大して示す断面図であり、図５は、図２におけるV−V断面である。
図４に示すように、排気集約室１８は、各燃料電池セル１６の上端部に取り付けられたドーナツ型断面のチャンバーであり、この排気集約室１８の中央には、酸化剤ガス噴射用パイプ７４が貫通して延びている。
図５に示すように、内側円筒部材６４の内壁面には、排気集約室１８支持用の３つのステー６４ｃが等間隔に取り付けられている。図４に示すように、各ステー６４ｃは金属製の薄板を折り曲げた小片であり、排気集約室１８を各ステー６４ｃの上に載置することにより、排気集約室１８は内側円筒部材６４と同心円上に位置決めされる。これにより、排気集約室１８の外周面と内側円筒部材６４の内周面の間の隙間、及び排気集約室１８の内周面と酸化剤ガス噴射用パイプ７４の外周面との間の隙間は、全周で均一になる（図５）。
排気集約室１８は、集約室上部材１８ａ及び集約室下部材１８ｂが気密的に接合されることにより構成されている。
集約室下部材１８ｂは、上方が開放された円形皿状の部材であり、その中央には、酸化剤ガス噴射用パイプ７４を貫通させるための円筒部が設けられている。
集約室上部材１８ａは、下方が開放された円形皿状の部材であり、その中央には、酸化剤ガス噴射用パイプ７４を貫通させるための開口部が設けられている。集約室上部材１８ａは、集約室下部材１８ｂの上方に開口したドーナツ型断面の領域に嵌め込まれる形状に構成されている。
集約室下部材１８ｂの周囲の壁の内周面と集約室上部材１８ａの外周面の間の隙間にはセラミック接着剤が充填され、硬化されており、この接合部の気密性が確保されている。また、この接合部に充填されたセラミック接着剤により形成されたセラミック接着剤層の上には、大径シールリング１９ａが配置され、セラミック接着剤層を覆っている。大径シールリング１９ａは円環状の薄板であり、セラミック接着剤の充填後、充填されたセラミック接着剤を覆うように配置され、接着剤の硬化により排気集約室１８に固定される。
一方、集約室下部材１８ｂ中央の円筒部の外周面と、集約室上部材１８ａ中央の開口部の縁の間にもセラミック接着剤が充填され、硬化されており、この接合部の気密性が確保されている。また、この接合部に充填されたセラミック接着剤により形成されたセラミック接着剤層の上には、小径シールリング１９ｂが配置され、セラミック接着剤層を覆っている。小径シールリング１９ｂは円環状の薄板であり、セラミック接着剤の充填後、充填されたセラミック接着剤を覆うように配置され、接着剤の硬化により排気集約室１８に固定される。
集約室下部材１８ｂの底面には複数の円形の挿通穴１８ｃが設けられている。各挿通穴１８ｃには燃料電池セル１６の上端部が夫々挿通され、各燃料電池セル１６は各挿通穴１８ｃを貫通して延びている。各燃料電池セル１６が貫通している集約室下部材１８ｂの底面上にはセラミック接着剤が流し込まれ、これが硬化されることにより、各燃料電池セル１６の外周と各挿通穴１８ｃの間の隙間が気密的に充填されると共に、各燃料電池セル１６が集約室下部材１８ｂに固定されている。
さらに、集約室下部材１８ｂの底面上に流し込まれたセラミック接着剤の上には、円形薄板状のカバー部材１９ｃが配置され、セラミック接着剤の硬化により集約室下部材１８ｂに固定されている。カバー部材１９ｃには、集約室下部材１８ｂの各挿通穴１８ｃと同様の位置に複数の挿通穴が設けられており、各燃料電池セル１６の上端部はセラミック接着剤の層及びカバー部材１９ｃを貫通して延びている。
一方、排気集約室１８の天井面には、集約された燃料ガスを噴出させるための複数の噴出口１８ｄが設けられている（図５）。各噴出口１８ｄは、集約室上部材１８ａに、円周上に配置されている。発電に使用されずに残った燃料は、各燃料電池セル１６の上端から排気集約室１８内に流出し、排気集約室１８内で集約された燃料は各噴出口１８ｄから流出し、そこで燃焼される。
次に、図２を参照して、燃料供給源３０から供給される原燃料ガスを改質するための構成について説明する。
まず、内側円筒部材６４と外側円筒部材６６の間の空間で構成されている燃料ガス供給流路２０の下部には、水蒸気改質用の水を蒸発させるための蒸発部８６が設けられている。蒸発部８６は、外側円筒部材６６の下部内周に取り付けられたリング状の傾斜板８６ａ及び水供給パイプ８８から構成されている。また、蒸発部８６は、発電用の空気を導入するための酸化剤ガス導入パイプ５６よりも下方で、排気ガスを排出する排ガス排出パイプ５８よりも上方に配置されている。傾斜板８６ａは、リング状に形成された金属の薄板であり、その外周縁が外側円筒部材６６の内壁面に取り付けられる。一方、傾斜板８６ａの内周縁は外周縁よりも上方に位置し、傾斜板８６ａの内周縁と、内側円筒部材６４の外壁面との間には隙間が設けられている。
水供給パイプ８８は内側円筒部材６４の下端から燃料ガス供給流路２０内に鉛直方向に延びるパイプであり、水流量調整ユニット２８から供給された水蒸気改質用の水が、水供給パイプ８８を介して蒸発部８６に供給される。水供給パイプ８８の上端は、傾斜板８６ａを貫通して傾斜板８６ａの上面側まで延び、傾斜板８６ａの上面側に供給された水は、傾斜板８６ａの上面と外側円筒部材６６の内壁面の間に留まる。傾斜板８６ａの上面側に供給された水は、そこで蒸発され水蒸気が生成される。
また、蒸発部８６の下方には、原燃料ガスを燃料ガス供給流路２０内に導入するための燃料ガス導入部が設けられている。燃料ブロア３８から送られた原燃料ガスは、燃料ガス供給パイプ９０を介して燃料ガス供給流路２０に導入される。燃料ガス供給パイプ９０は内側円筒部材６４の下端から燃料ガス供給流路２０内に鉛直方向に延びるパイプである。また、燃料ガス供給パイプ９０の上端は、傾斜板８６ａよりも下方に位置している。燃料ブロア３８から送られた原燃料ガスは、傾斜板８６ａの下側に導入され、傾斜板８６ａの傾斜により流路を絞られながら傾斜板８６ａの上側へ上昇する。傾斜板８６ａの上側へ上昇した原燃料ガスは、蒸発部８６で生成された水蒸気と共に上昇する。
燃料ガス供給流路２０内の蒸発部８６上方には、燃料ガス供給流路隔壁９２が設けられている。燃料ガス供給流路隔壁９２は、外側円筒部材６６の内周と中間円筒部材６５の外周の間の円環状の空間を上下に隔てるように設けられた円環状の金属板である。この燃料ガス供給流路隔壁９２の円周上には等間隔に複数の噴射口９２ａが設けられており、これらの噴射口９２ａにより燃料ガス供給流路隔壁９２の上側の空間と下側の空間が連通されている。燃料ガス供給パイプ９０から導入された原燃料ガス及び蒸発部８６で生成された水蒸気は、一旦、燃料ガス供給流路隔壁９２の下側の空間に滞留した後、各噴射口９２ａを通って燃料ガス供給流路隔壁９２の上側の空間に噴射される。各噴射口９２ａから燃料ガス供給流路隔壁９２の上側の広い空間に噴射されると、原燃料ガス及び水蒸気は急激に減速され、ここで十分に混合される。
さらに、中間円筒部材６５の内周と内側円筒部材６４の外周の間の、円環状の空間の上部には、改質部９４が設けられている。改質部９４は、各燃料電池セル１６の上部と、その上方の排気集約室１８の周囲を取り囲むように配置されている。改質部９４は、内側円筒部材６４の外壁面に取り付けられた触媒保持板（図示せず）と、これにより保持された改質触媒９６によって構成されている。
このように、改質部９４内に充填された改質触媒９６に、燃料ガス供給流路隔壁９２の上側の空間で混合された原燃料ガス及び水蒸気が接触すると、改質部９４内においては、式（１）に示す水蒸気改質反応ＳＲが進行する。
ＣmＨn＋ｘＨ2Ｏ → aＣＯ2＋ｂＣＯ＋ｃＨ2 （１）
改質部９４において改質された燃料ガスは、中間円筒部材６５の内周と内側円筒部材６４の外周の間の空間を下方に流れ、燃料ガス分散室７６に流入して、各燃料電池セル１６に供給される。水蒸気改質反応ＳＲは吸熱反応であるが、反応に要する熱は、排気集約室１８から流出するオフガスの燃焼熱、及び各燃料電池セル１６において発生する発熱により供給される。
次に、図６を参照して、燃料電池セル１６について説明する。
本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池装置１においては、燃料電池セル１６として、固体酸化物を用いた円筒横縞型セルが採用されている。各燃料電池セル１６上には、複数の単セル１６ａが横縞状に形成されており、これらが電気的に直列に接続されることにより１本の燃料電池セル１６が構成されている。各燃料電池セル１６は、その一端がアノード（陽極）、他端がカソード（陰極）となるように構成され、複数の燃料電池セル１６のうちの半数は上端がアノード、下端がカソードとなるように配置され、残りの半数は上端がカソード、下端がアノードとなるように配置されている。
図６（ａ）は、下端がカソードにされている燃料電池セル１６の下端部を拡大して示す断面図であり、図６（ｂ）は、下端がアノードにされている燃料電池セル１６の下端部を拡大して示す断面図である。
図６に示すように、燃料電池セル１６は、細長い円筒状の多孔質支持体９７と、この多孔質支持体９７の外側に横縞状に形成された複数の層から形成されている。多孔質支持体９７の周囲には、内側から順に、燃料極層９８、反応抑制層９９、固体電解質層１００、空気極層１０１が夫々横縞状に形成されている。このため、燃料ガス分散室７６を介して供給された燃料ガスは、各燃料電池セル１６の多孔質支持体９７の内部を流れ、酸化剤ガス噴射用パイプ７４から噴射された空気は、空気極層１０１の外側を流れる。燃料電池セル１６上に形成された各単セル１６ａは、一組の燃料極層９８、反応抑制層９９、固体電解質層１００、及び空気極層１０１から構成されている。１つの単セル１６ａの燃料極層９８は、インターコネクタ層１０２を介して、隣接する単セル１６ａの空気極層１０１に電気的に接続されている。これにより、１本の燃料電池セル１６上に形成された複数の単セル１６ａが、電気的に直列に接続される。
図６（ａ）に示すように、燃料電池セル１６のカソード側端部には、多孔質支持体９７の外周に電極層１０３ａが形成され、この電極層１０３ａの外側にリード膜層１０４ａが形成されている。カソード側端部においては、端部に位置する単セル１６ａの空気極層１０１と電極層１０３ａが、インターコネクタ層１０２により電気的に接続されている。これらの電極層１０３ａ及びリード膜層１０４ａは、燃料電池セル１６端部において第１固定部材６３を貫通し、第１固定部材６３よりも下方に突出するように形成されている。電極層１０３ａは、リード膜層１０４ａよりも下方まで形成されており、外部に露出された電極層１０３ａに集電体８２が電気的に接続されている。これにより、端部に位置する単セル１６ａの空気極層１０１がインターコネクタ層１０２、電極層１０３ａを介して集電体８２に接続され、図中の矢印のように電流が流れる。また、第１固定部材６３の挿通穴６３ａの縁とリード膜層１０４ａの間の隙間には、セラミック接着剤が充填されており、燃料電池セル１６は、リード膜層１０４ａの外周で第１固定部材６３に固定される。
図６（ｂ）に示すように、燃料電池セル１６のアノード側端部においては、端部に位置する単セル１６ａの燃料極層９８が延長されており、燃料極層９８の延長部が電極層１０３ｂとして機能する。電極層１０３ｂの外側にはリード膜層１０４ｂが形成されている。これらの電極層１０３ｂ及びリード膜層１０４ｂは、燃料電池セル１６端部において第１固定部材６３を貫通し、第１固定部材６３よりも下方に突出するように形成されている。電極層１０３ｂは、リード膜層１０４ｂよりも下方まで形成されており、外部に露出された電極層１０３ｂに集電体８２が電気的に接続されている。これにより、端部に位置する単セル１６ａの燃料極層９８が、一体的に形成された電極層１０３ｂを介して集電体８２に接続され、図中の矢印のように電流が流れる。また、第１固定部材６３の挿通穴６３ａの縁とリード膜層１０４ｂの間の隙間には、セラミック接着剤が充填されており、燃料電池セル１６は、リード膜層１０４ｂの外周で第１固定部材６３に固定される。
図６（ａ）（ｂ）においては、各燃料電池セル１６の下端部の構成を説明したが、各燃料電池セル１６の上端部における構成も同様である。なお、上端部においては、各燃料電池セル１６は、排気集約室１８の集約室下部材１８ｂに固定されているが、固定部分の構成は下端部における第１固定部材６３に対する固定と同様である。
次に、多孔質支持体９７及び各層の構成を説明する。
多孔質支持体９７は、本実施形態においては、フォルステライト粉末、及びバインダーの混合物を押し出し成形し、焼結することにより形成されている。
燃料極層９８は、本実施形態においては、ＮｉＯ粉末及び１０ＹＳＺ（１０ｍｏｌ％Ｙ2Ｏ3−９０ｍｏｌ％ＺｒＯ2）粉末の混合物により構成された導電性の薄膜である。
反応抑制層９９は、本実施形態においては、セリウム系複合酸化物（ＬＤＣ４０。すなわち、４０ｍｏｌ％のＬａ2Ｏ3−６０ｍｏｌ％のＣｅＯ2）等により構成された薄膜であり、これにより、燃料極層９８と固体電解質層１００の間の化学反応を抑制している。
固体電解質層１００は、本実施形態においては、Ｌａ0.9Ｓｒ0.1Ｇａ0.8Ｍｇ0.2Ｏ3の組成のＬＳＧＭ粉末により構成された薄膜である。この固体電解質層１００を介して酸化物イオンと水素又は一酸化炭素が反応することにより電気エネルギーが生成される。
空気極層１０１は、本実施形態においては、Ｌａ0.6Ｓｒ0.4Ｃｏ0.8Ｆｅ0.2Ｏ3の組成の粉末により構成された導電性の薄膜である。
インターコネクタ層１０２は、本実施形態においては、ＳＬＴ（ランタンドープストロンチウムチタネート）により構成された導電性の薄膜である。燃料電池セル１６上の隣接する単セル１６ａはインターコネクタ層１０２を介して接続される。
電極層１０３ａ、１０３ｂは、本実施形態においては、燃料極層９８と同一の材料で形成されている。
リード膜層１０４ａ、１０４ｂは、本実施形態においては、固体電解質層１００と同一の材料で形成されている。
次に、図１及び図２を参照して、固体酸化物型燃料電池装置１の作用を説明する。
まず、固体酸化物型燃料電池装置１の起動工程において、燃料ブロア３８が起動され、燃料の供給が開始されると共に、シースヒーター６１への通電が開始される。シースヒーター６１への通電が開始されることにより、その上方に配置された燃焼触媒６０が加熱されると共に、内側に配置された蒸発部８６も加熱される。燃料ブロア３８により供給された燃料は、脱硫器３６、熱交換器３４、電磁弁３５を介して、燃料ガス供給パイプ９０から燃料電池セル収容容器８の内部に流入する。流入した燃料は、燃料ガス供給流路２０内を上端まで上昇した後、改質部９４内を下降し、内側円筒部材６４の下部に設けられた小穴６４ｂを通って燃料ガス分散室７６に流入する。なお、固体酸化物型燃料電池装置１の起動直後においては、改質部９４内の改質触媒９６の温度が十分に上昇していないため、燃料の改質は行われない。
燃料ガス分散室７６に流入した燃料ガスは、燃料ガス分散室７６の第１固定部材６３に取り付けられた各燃料電池セル１６の内側（燃料極側）を通って排気集約室１８に流入する。なお、固体酸化物型燃料電池装置１の起動直後においては、各燃料電池セル１６の温度が十分に上昇しておらず、また、インバータ５４への電力の取り出しも行われていないため、発電反応は発生しない。
排気集約室１８に流入した燃料は、排気集約室１８の噴出口１８ｄから噴出される。噴出口１８ｄから噴出された燃料は、点火ヒーター６２により点火され、そこで燃焼される。この燃焼により、排気集約室１８の周囲に配置された改質部９４が加熱される。また、燃焼により生成された排気ガスは、内側円筒部材６４の上部に設けられた小穴６４ａを通って排ガス排出流路２１に流入する。高温の排気ガスは、排ガス排出流路２１内を下降し、その内側に設けられた燃料ガス供給流路２０を流れる燃料、外側に設けられた酸化剤ガス供給流路２２内を流れる発電用の空気を加熱する。さらに、排気ガスは、排ガス排出流路２１内に配置された燃焼触媒６０を通ることにより一酸化炭素が除去され、排ガス排出パイプ５８を通って燃料電池セル収容容器８から排出される。
排気ガス及びシースヒーター６１により蒸発部８６が加熱されると、蒸発部８６に供給された水蒸気改質用の水が蒸発され、水蒸気が生成される。水蒸気改質用の水は、水流量調整ユニット２８により、水供給パイプ８８を介して燃料電池セル収容容器８内の蒸発部８６に供給される。蒸発部８６で生成された水蒸気と、燃料ガス供給パイプ９０を介して供給された燃料は、一旦、燃料ガス供給流路２０内の燃料ガス供給流路隔壁９２の下側の空間に滞留し、燃料ガス供給流路隔壁９２に設けられた複数の噴射口９２ａから噴射される。噴射口９２ａから勢いよく噴射された燃料及び水蒸気は、燃料ガス供給流路隔壁９２の上側の空間内で減速されることにより、十分に混合される。
混合された燃料及び水蒸気は、燃料ガス供給流路２０内を上昇し、改質部９４に流入する。改質部９４の改質触媒９６が改質可能な温度まで上昇している状態においては、燃料及び水蒸気の混合気が改質部９４を通過する際、水蒸気改質反応が発生し、混合気が水素を多く含む燃料に改質される。改質された燃料は、小穴６４ｂを通って燃料ガス分散室７６に流入する。小穴６４ｂは燃料ガス分散室７６の周囲に多数設けられ、燃料ガス分散室７６として十分な容積が確保されているため、改質された燃料は、燃料ガス分散室７６内に突出している各燃料電池セル１６に均等に流入する。
一方、空気流量調整ユニット４５により供給された酸化剤ガスである空気は、酸化剤ガス導入パイプ５６を介して酸化剤ガス供給流路２２に流入する。酸化剤ガス供給流路２２に流入した空気は、内側を流れる排気ガスにより加熱されながら酸化剤ガス供給流路２２内を上昇する。酸化剤ガス供給流路２２内を上昇した空気は、燃料電池セル収容容器８内の上端部で中央に集められ、酸化剤ガス供給流路２２に連通された酸化剤ガス噴射用パイプ７４に流入する。酸化剤ガス噴射用パイプ７４に流入した空気は下端から発電室１０内に噴射され、噴射された空気は第１固定部材６３の上面に当たって発電室１０内全体に広がる。発電室１０内に流入した空気は、排気集約室１８の外周壁と内側円筒部材６４の内周壁の間の隙間、及び排気集約室１８の内周壁と酸化剤ガス噴射用パイプ７４の外周面の間の隙間を通って上昇する。
この際、各燃料電池セル１６の外側（空気極側）を通って流れる空気の一部は発電反応に利用される。また、排気集約室１８の上方に上昇した空気の一部は、排気集約室１８の噴出口１８ｄから噴出する燃料の燃焼に利用される。燃焼により生成された排気ガス、及び発電、燃焼に利用されずに残った空気は、小穴６４ａを通って排ガス排出流路２１に流入する。排ガス排出流路２１に流入した排気ガス及び空気は、燃焼触媒６０により一酸化炭素が除去された後、排出される。
このように、各燃料電池セル１６が発電可能な温度である６５０℃程度まで上昇し、各燃料電池セル１６の内側（燃料極側）に改質された燃料が流れ、外側（空気極側）に空気が流れると、化学反応により起電力が発生する。この状態において、燃料電池セル収容容器８から引き出されているバスバー８０にインバータ５４が接続されると、各燃料電池セル１６から電力が取り出され、発電が行われる。
また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池装置１においては、発電用の空気は、発電室１０の中央に配置された酸化剤ガス噴射用パイプ７４から噴射され、発電室１０内を排気集約室１８と内側円筒部材６４の間の均等な隙間及び排気集約室１８と酸化剤ガス噴射用パイプ７４の間の均等な隙間を通って上昇する。このため、発電室１０内の空気の流れは、ほぼ完全に軸対称の流れとなり、各燃料電池セル１６の周囲には、ムラなく空気が流れる。これにより、各燃料電池セル１６間の温度差が抑制され、各燃料電池セル１６で均等な起電力を発生することができる。
次に、図７乃至図２６を参照して、本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池装置１の製造方法を説明する。
図７乃至図２１は、固体酸化物型燃料電池装置１の製造手順を示した模式図であり、説明のために細部の構成は省略されている。図２４は、固体酸化物型燃料電池装置１の製造手順を示すフローチャートである。
まず、図７に示すように、内側円筒部材６４、中間円筒部材６５、外側円筒部材６６、及び第１固定部材６３を溶接により組み立てる（図２４のステップＳ１）。ここで、第１固定部材６３は、内側円筒部材６４の中心軸線と直交するように配置され、その外周縁が内側円筒部材６４の内壁面に気密的に溶接される。また、内側円筒部材６４と中間円筒部材６５の間に設けられる改質部９４には、改質触媒９６を充填しておく。さらに、水供給パイプ８８及び燃料ガス供給パイプ９０も溶接により取り付けておく。
次に、図８に示すように、第１位置決め装置である下側ジグ１１０を、内側円筒部材６４に対して正確に位置決めする（図２４のステップＳ２）。下側ジグ１１０は、内側円筒部材６４と平行に、上方に向けて延びる複数の位置決シャフト１１０ａを備えており、これらの位置決シャフト１１０ａは、第１固定部材６３に設けられた各挿通穴６３ａを夫々貫通して延びるように配置される。さらに、各挿通穴６３ａを貫通して延びる各位置決シャフト１１０ａに燃料電池セル１６を夫々配置する。この工程において、各燃料電池セル１６は第１固定部材６３の各挿通穴６３ａに挿通される。
位置決シャフト１１０ａが燃料電池セル１６に挿入されることにより、燃料電池セル１６の一端部は位置決シャフト１１０ａに対して位置決めされる。また、下側ジグ１１０は内側円筒部材６４に対して位置決めされているため、燃料電池セル１６の一端部は、燃料電池モジュール２を構成する内側円筒部材６４に対して正確に位置決めされる。さらに、各燃料電池セル１６の下端は各位置決シャフト１１０ａの基端面１１０ｂに当接されているため、全ての燃料電池セル１６の下端が同一平面上に位置決めされる。即ち、各燃料電池セル１６の第１固定部材６３からの突出長さは一定になる。一方、各燃料電池セル１６の長さには製造誤差によるばらつきがあるため、各燃料電池セル１６の上端の高さは、完全には一定にならない。
従って、この工程においては、各挿通穴６３ａに挿通された各燃料電池セル１６の一端部が、燃料電池モジュール２を構成する内側円筒部材６４に対して位置決めされる。
次いで、図９に示すように、排気集約室１８の一部を構成する、第２固定部材である集約室下部材１８ｂが、燃料電池セル１６の上端部に配置される（図２４のステップＳ３）。内側円筒部材６４の内壁面には、位置決め部材である３つのステー６４ｃが溶接されている。各ステー６４ｃは、傾斜して延びる傾斜部と、第１固定部材６３と平行に延びる平行部から構成されており、内側円筒部材６４の内壁面上に等間隔に配置されている。集約室下部材１８ｂが各ステー６４ｃの上に配置されると、集約室下部材１８ｂは各ステー６４ｃの平行部まで落とし込まれ、発電室１０の内壁面を構成する内側円筒部材６４に対して正確に位置決めされる。この状態においては、内側円筒部材６４の内周面と集約室下部材１８ｂの外周面の間に、均一な隙間が形成される。また、この工程において、各燃料電池セル１６の上端部は、第２固定部材である集約室下部材１８ｂの各挿通穴１８ｃに挿通され、上方に突出する。
さらに、図１０に示すように、内側円筒部材６４の上部に、第２位置決め装置である上側ジグ１１２が配置される（図２４のステップＳ４）。上側ジグ１１２は、内側円筒部材６４と平行に下方に向けて延びる複数の円錐台１１２ａを備えている。各円錐台１１２ａの先端は、下方から延びる各燃料電池セル１６に挿入され、各円錐台１１２ａの側面が各燃料電池セル１６の上端部に当接する。上側ジグ１１２は内側円筒部材６４に対して正確に位置決めされているため、各燃料電池セル１６の上端部も内側円筒部材６４に対して正確に位置決めされる。
従って、この工程においては、集約室下部材１８ｂの各挿通穴１８ｃに挿通された各燃料電池セル１６の他端部が、上側ジグ１１２により燃料電池モジュール２を構成する内側円筒部材６４に対して位置決めされる。
このように、各燃料電池セル１６の上端部及び下端部が内側円筒部材６４に対して正確に位置決めされる。この状態においては、各燃料電池セル１６の外周面と、これらが挿通されている集約室下部材１８ｂの各挿通穴１８ｃ及び第１固定部材６３の挿通穴６３ａとの間にはほぼ一定の隙間が形成される。即ち、各燃料電池セル１６は、集約室下部材１８ｂの各挿通穴１８ｃ及び第１固定部材６３の挿通穴６３ａの縁部から所定距離離間した状態で、燃料電池モジュール２（内側円筒部材６４）に対して所定の位置に位置決めされる。各燃料電池セル１６には製造誤差により僅かな湾曲が存在するが、各燃料電池セル１６は、上端部及び下端部で燃料電池モジュール２（内側円筒部材６４）に対して正確に位置決めされているため、各燃料電池セル１６の外周面と各挿通穴との間の隙間をほぼ一定にすることができる。
このように、各燃料電池セル１６が位置決めされた状態で、接着剤付着装置である接着剤注入装置１１４により集約室下部材１８ｂの上にセラミック接着剤を注入する接着剤付着工程が実施される。なお、集約室下部材１８ｂには、全ての挿通穴１８ｃを取り囲むように円環状に延びる接着剤充填枠１８ｅが設けられている（図４）。接着剤注入装置１１４は、各挿通穴１８ｃを取り囲む接着剤充填枠１８ｅの内側にセラミック接着剤を流し込み、接合部にセラミック接着剤を付着させる。集約室下部材１８ｂ上の接着剤充填枠１８ｅに囲まれた領域は、接着剤受部として機能する。セラミック接着剤は粘性を有する液体であり、流し込まれることにより、集約室下部材１８ｂ上で流動し、接着剤充填枠１８ｅの内側に均一な厚さのセラミック接着剤層１１８が形成される程度の粘性に調整されている。また、流し込まれたセラミック接着剤は、各燃料電池セル１６の外周面と各挿通穴１８ｃの間の隙間にも流入して隙間を充填するが、この隙間から流下しない程度の粘性にされている。
図１１に示すように、所定量のセラミック接着剤が流し込まれ、セラミック接着剤層１１８が集約室下部材１８ｂ上の接着剤充填枠１８ｅの内側に均一に広がった後、一旦、上側ジグ１１２が取り外される。この状態で、流し込まれたセラミック接着剤層１１８の上に、カバー部材１９ｃが配置される（図２４のステップＳ５）。
図１２に示すように、カバー部材１９ｃが配置された後、再び上側ジグ１１２が取り付けられ、この状態で加熱装置である乾燥炉１１６に入れられ、セラミック接着剤層１１８が硬化され、各燃料電池セル１６は、その外周面が集約室下部材１８ｂに固定される（図２４のステップＳ６）。従って、乾燥炉１１６は接着剤硬化装置として機能する。このように、燃料を導く流路の構成部品である燃料電池セル１６と集約室下部材１８ｂとのセル接合部がセラミック接着剤層１１８により気密的に接合される。
次に、セラミック接着剤を乾燥硬化させる乾燥硬化工程を説明する。乾燥硬化工程は、次の製造工程が実施可能な状態までセラミック接着剤を硬化させる作業可能硬化工程と、固体酸化物型燃料電池装置１の起動工程における温度上昇に耐え得る状態までセラミック接着剤を硬化させる溶媒除去硬化工程と、を有する。以下では、作業可能硬化工程について説明する。
本実施形態においては、酸化アルミニウム、石英、アルカリ金属ケイ酸塩、二酸化ケイ素、及び水を含むセラミック接着剤が接着に使用され、このセラミック接着剤は脱水縮合反応により硬化される。即ち、セラミック接着剤は、含まれている水及び縮合反応によって生成された水分が蒸発されることにより硬化される。従って、セラミック接着剤を常温で乾燥させ、硬化させるには非常に長い時間を要するので、工業的には乾燥炉等を使用して硬化させるのが一般的である。しかしながら、セラミック接着剤は硬化時に水分が蒸発して体積が収縮するため、通常の乾燥・硬化処理ではセラミック接着剤の層にクラックが発生してしまう。
図２７は、燃料電池セルを、セラミック接着剤により通常の接着方法で接着した場合の一例を示す写真である。図２７に示すように、硬化されたセラミック接着剤の層には多数のクラックが発生している。これは、セラミック接着剤を硬化させる際、接着剤層の表面の水分が先に蒸発して硬化し、内部の水分が後から蒸発する際に、先に硬化した接着剤層の表面にクラックが発生するものと考えられる。このような状態においても燃料電池セルは十分な強度で接着されているが、燃料電池セルとセラミック接着剤層の間に部分的に隙間が発生してしまい、十分な気密性を確保することができない。即ち、従来の方法でセラミック接着剤を使用した場合、接着と同時に気密性を確保することが困難であり、これが固体酸化物型燃料電池の技術分野においてセラミック接着剤の使用を提案した文献が複数存在するものの、依然として実用化に至っていない原因であると考えられる。
図２２は、本実施形態において、流し込まれたセラミック接着剤の上に配置されるカバー部材１９ｃの平面図である。
カバー部材１９ｃは、円形の金属プレートであり、中央に集約室下部材１８ｂの円筒部を挿通させる大きな円形開口が形成され、その周囲に各燃料電池セル１６を挿通させる複数の挿通穴が形成されている。本実施形態においては、各挿通穴の位置及び大きさは、集約室下部材１８ｂの挿通穴１８ｃと同一に構成されている。
図２３は、流し込まれたセラミック接着剤の上にカバー部材１９ｃを配置した状態を示す斜視図である。
図２３に示すように、流し込まれたセラミック接着剤の上にカバー部材１９ｃが配置されると、カバー部材１９ｃの自重により、カバー部材１９ｃの下のセラミック接着剤が押し出される。押し出されたセラミック接着剤は、カバー部材１９ｃの挿通穴と燃料電池セル１６の外周面の間の隙間に充填され、各燃料電池セル１６の周囲で隆起する。また、変形例として、カバー部材１９ｃの各挿通穴の縁部に、挿通穴を取り囲むように周囲壁を形成することもできる。これにより、各燃料電池セル１６の周囲に多くのセラミック接着剤が押し出された場合でも、接着剤がカバー部材１９ｃ上に流れるのを抑制することができる。
なお、各燃料電池セル１６は、そのリード膜層１０４ａ、１０４ｂの部分でセラミック接着剤により接着されている（図６）。リード膜層１０４ａ、１０４ｂは、固体電解質層１００と同じ緻密な層であるため、多孔質支持体９７等の多孔質層にセラミック接着剤が滲入し、通気性が損なわれることはない。
図２５は、燃料電池セル１６の集約室下部材１８ｂへの接着部を拡大して示す断面図である。
図２５に示すように、燃料電池セル１６は集約室下部材１８ｂの挿通穴１８ｃに挿通され、集約室下部材１８ｂの上にセラミック接着剤が流し込まれている。流し込まれたセラミック接着剤の上には、カバー部材１９ｃが配置される。カバー部材１９ｃにも、集約室下部材１８ｂと同じ位置に挿通穴が設けられており、燃料電池セル１６はこの挿通穴を貫通して上方に延びている。カバー部材１９ｃの挿通穴と燃料電池セル１６の外周面との間には所定の隙間があるため、カバー部材１９ｃは、接合される燃料電池セル１６の表面近傍が露出されるようにセラミック接着剤の上に載置される。これにより、集約室下部材１８ｂとカバー部材１９ｃの間にセラミック接着剤層１１８が形成される。また、セラミック接着剤の一部は、カバー部材１９ｃの下から燃料電池セル１６の表面近傍に押し出され、この部分のセラミック接着剤が多くなり、燃料電池セル１６の周囲に隆起部１１８ａを形成する。また、押し出されたセラミック接着剤は、下方の挿通穴１８ｃと燃料電池セル１６の間にも垂下部１１８ｂを形成するが、粘性により、セラミック接着剤が流下することはない。カバー部材１９ｃが配置された組立体は、このような状態で乾燥炉１１６に入れられる（図１２）。
図２６は、乾燥炉１１６内の温度制御の一例を示すグラフである。
図１２に示す作業可能硬化工程においては、乾燥炉１１６内の温度は、加熱制御装置１１６ａにより、図２６の実線に示すように制御される。まず、乾燥炉１１６に組立体を入れた後、乾燥炉１１６内の温度は、常温から約１２０分で約６０℃まで上昇される。次いで、乾燥炉１１６内の温度は、約２０分で約８０℃まで上昇され、その後約６０分間、所定の第１温度である約８０℃に維持される。約８０℃の温度を維持した後、乾燥炉１１６内の温度は、約３０分で常温に戻される。
このように、緩やかに温度を上昇させることにより、セラミック接着剤層１１８中の水分は少しずつ蒸発される。しかしながら、セラミック接着剤層１１８はカバー部材１９ｃに覆われているため、カバー部材１９ｃに覆われている部分から直接水分が蒸発することはない。このため、セラミック接着剤層１１８内の水分は、燃料電池セル１６周囲の隆起部１１８ａ又は垂下部１１８ｂを通って少しずつ蒸発される。これにより、外気に露出している隆起部１１８ａ及び垂下部１１８ｂに水分が集まることになり、これらの部分は乾燥しにくい状態となる。また、カバー部材１９ｃ及び集約室下部材１８ｂは熱伝導率の高い金属製であるため、乾燥炉１１６内の温度ムラ等により局部的に加熱された場合であっても、セラミック接着剤層１１８への加熱が均一化される。このため、セラミック接着剤層１１８が局部的に急速に乾燥されることによるクラックの発生を抑制することができる。一方、各燃料電池セル１６は熱伝導率の低いセラミック製であるため、燃料電池セル１６周囲の隆起部１１８ａ及び垂下部１１８ｂには熱が伝わりにくく、これらの部分の乾燥、硬化が、他の部分よりも緩やかになる。
このように、本実施形態においては、各燃料電池セル１６周囲の隆起部１１８ａ及び垂下部１１８ｂは緩やかに乾燥されるため、気密性を確保するために重要な、各燃料電池セル１６の周囲部分におけるクラックの発生が防止される。また、セラミック接着剤から水分が蒸発されることにより、セラミック接着剤層１１８の体積は収縮し、所謂「ヒケ」が発生する。しかしながら、各燃料電池セル１６の周囲部分には、隆起部１１８ａ及び垂下部１１８ｂが形成されてセラミック接着剤層が他の部分よりも厚くなっているため、ヒケの発生により燃料電池セル１６とセラミック接着剤層の間の隙間の発生を防止することができる。このように、各燃料電池セル１６と各挿通穴１８ｃとの間の接着部の気密性が確保されている。セラミック接着剤の充填部分を覆うように配置されたカバー部材１９ｃは、セラミック接着剤の硬化時におけるクラックの発生を抑制する。
また、隆起部１１８ａ及び垂下部１１８ｂが形成されているため、この部分に僅かなクラックが発生したとしても、クラックがセラミック接着剤層を貫通することは少なく、確実に気密性を確保することができる。従って、隆起部１１８ａ及び垂下部１１８ｂは、セラミック接着剤硬化時の収縮によるクラックの発生を抑制する気体漏れ抑制部として機能する。なお、硬化されたセラミック接着剤層は多孔質であり、水素又は空気に対する完全な気密性を有するものではないが、隙間なく充填、硬化されたセラミック接着剤層は、実用上十分な気密性を備えている。本明細書において、「気密性を確保」とは、水素又は空気に対し実用上十分な程度に漏れがないことを意味している。
図１２に示す作業可能硬化工程により、セラミック接着剤は、図２４のステップＳ７以下の後続の製造工程を実施可能な状態まで硬化される。この状態においてはセラミック接着剤による接着強度は十分に高く、一般的なセラミック接着剤の使用では、接着工程の完了とみなすことができる状態である。しかしながら、セラミック接着剤を固体酸化物型燃料電池装置１の組み立てに使用した場合には不十分な状態であり、この状態で固体酸化物型燃料電池装置１を運転すると、セラミック接着剤層の内部に残留している水分が急激に蒸発し、接着剤層に大きなクラックが発生する。本実施形態においては、このような状態で、図１３以下の製造工程が実施される。
次に、作業可能硬化工程が施された後、下側ジグ１１０及び上側ジグ１１２が取り外される。さらに、図１３に示すように、組立体が上下反転され、各燃料電池セル１６の先端部が突出している第１固定部材６３の上（上下反転させていないときの下側面）にセラミック接着剤が注入される（図２４のステップＳ７）。これにより、円形断面を有する各燃料電池セル１６の外周面が、セラミック接着剤によって、第１固定部材６３に設けられた円形の各挿通穴６３ａの縁部に固定される。ここで、第１固定部材６３には、全ての挿通穴６３ａを取り囲むように円環状に延びる接着剤充填枠６３ｂが設けられている（図３）。接着剤付着工程として、接着剤注入装置１１４により、各挿通穴６３ａを取り囲む接着剤充填枠６３ｂの内側にセラミック接着剤が流し込まれる。なお、この工程における各燃料電池セル１６の第１固定部材６３への接着は、上述した集約室下部材１８ｂへの接着と同様である。また、この工程においては、各燃料電池セル１６は集約室下部材１８ｂに固定されているため、上側ジグ１１２を使用することなく、各燃料電池セル１６は適正位置に保持されている。
さらに、図１４に示すように、流し込まれたセラミック接着剤の上にカバー部材６７が配置され、第１固定部材６３とカバー部材６７の間に、セラミック接着剤層１２２が形成される（図２４のステップＳ８）。カバー部材６７は、中央の円形開口部が設けられていない点を除き、カバー部材１９ｃ（図２２）と同様に構成され、セラミック接着剤硬化時におけるクラックの発生を抑制する。このカバー部材６７を配置することにより、各燃料電池セル１６の周囲には、図２５と同様の隆起部及び垂下部が形成され、セラミック接着剤層１２２の各燃料電池セル１６の周囲部分は、気体漏れ抑制部として機能する。
この状態で、組立体は乾燥炉１１６に入れられ、２回目の作業可能硬化工程が実施される。この作業可能硬化工程においても、乾燥炉１１６内の温度は、図２６の実線に示すように制御される。なお、本実施形態においては、２回目の作業可能硬化工程は、乾燥炉１１６内の温度を約８０℃に維持する時間は、約５０分に設定されている。２回目の作業可能硬化工程により、第１固定部材６３上のセラミック接着剤層１２２が硬化され、各燃料電池セル１６が第１固定部材６３に固定される。このように、燃料を導く流路の構成部品である燃料電池セル１６と第１固定部材６３のセル接合部がセラミック接着剤により気密的に接合される。この際のカバー部材６７の作用も、１回目の作業可能硬化工程と同様である。また、集約室下部材１８ｂ上のセラミック接着剤層１１８には２回の作業可能硬化工程が施されることにより、セラミック接着剤層１１８は、より安定した状態となる。
次に、図１５に示すように、第１固定部材６３から突出している各燃料電池セル１６の先端部（上下反転させていないときの下端部）に集電体８２が取り付けられ、この集電体８２がバスバー８０に接続される（図２４のステップＳ９）。
さらに、図１６に示すように、内側円筒部材６４の下方（図１６における上方）の開口部から分散室底部材７２が挿入される。この分散室底部材７２は、その外周のフランジ部７２ｃと、内側円筒部材６４の内壁面に溶接された円環状の棚部材６４ｄが当接する位置まで挿入され、その位置に位置決めされる（図２４のステップＳ１０）。
次いで、図１７に示すように、分散室底部材７２の外周面と内側円筒部材６４の内周面の間の円環状の隙間に、接着剤注入装置１１４によりセラミック接着剤が充填される。また、分散室底部材７２の中央に設けられた、導電体通路である挿通管７２ａの中には、碍子７８が配置され、集電体８２から延びる各バスバー８０は、この碍子７８を貫通する。さらに、接着剤付着工程として、碍子７８を配置した挿通管７２ａの中に、接着剤注入装置１１４によりセラミック接着剤が充填される。各バスバー８０は挿通管７２ａを通って外部まで延び、挿通管７２ａ内の各バスバー８０の周囲の空間に、セラミック接着剤が充填される（図２４のステップＳ１１）。
さらに、図１８に示すように、分散室底部材７２の外周面と内側円筒部材６４の内周面の間の隙間に充填されたセラミック接着剤層１２４の上に円環状の薄板である分散室シールリング１２６が配置される。また、挿通管７２ａの内部に充填されたセラミック接着剤層１２８の上に中央シール板１３０が配置される（図２４のステップＳ１２）。各バスバー８０は中央シール板１３０に設けられた穴を貫通される。これら分散室シールリング１２６及び中央シール板１３０は、セラミック接着剤の硬化時におけるクラックの発生を抑制するカバー部材として機能する。この状態で、組立体は、乾燥炉１１６（図１８には図示せず）に入れられ、３回目の作業可能硬化工程が実施される（図２４のステップＳ１３）。この作業可能硬化工程においても、乾燥炉１１６内の温度は、図２６の実線に示すように制御される。なお、本実施形態においては、３回目の作業可能硬化工程は、乾燥炉１１６内の温度を約８０℃に維持する時間は、約４５分に設定されている。３回目の作業可能硬化工程により、セラミック接着剤層１２４が硬化され、分散室底部材７２と内側円筒部材６４が気密的に接着、固定される。このように、燃料を導く流路の構成部品である分散室底部材７２と内側円筒部材６４の接合部がセラミック接着剤により気密的に接合される。また、セラミック接着剤層１２８も硬化され、各バスバー８０が貫通した挿通管７２ａが気密的に閉鎖される。
これらのセラミック接着剤が硬化される際、分散室シールリング１２６及び中央シール板１３０は、各接着剤層の表面が急激に乾燥されるのを防止し、セラミック接着剤層１２４、１２８におけるクラックの発生を抑制する。また、内側円筒部材６４と分散室底部材７２の間の隙間に充填されたセラミック接着剤層１２４は、円環状であるため均等に加熱されながら硬化され、クラックの発生が抑制される。例えば、セラミック接着剤層が矩形状に形成されている場合、コーナー部と他の部分では、接着剤が硬化する速度が異なるため、先に乾燥、硬化した部分が、セラミック接着剤の収縮により引っ張られクラックが発生しやすくなる。また、コーナー部は、セラミック接着剤の収縮により発生する応力が集中しやすく、硬化する際にクラックが発生しやすい。これに対して、本実施形態においては、セラミック接着剤層１２４が円環状であるため、乾燥、硬化が均等に進むと共に、接着剤の収縮により発生する応力が集中しないので、セラミック接着剤層の硬化に伴うクラックの発生を抑制することができる。また、変形例として、セラミック接着剤層１２４を楕円環状に構成することもできる。
３回目の作業可能硬化工程終了後、組立体の上下が反転され、図１９に示すように、集約室下部材１８ｂから突出するように固定された各燃料電池セル１６の先端部に集電体８２が取り付けられる（図２４のステップＳ１４）。この集電体８２により、各燃料電池セル１６の先端部が電気的に接続される。さらに、集約室下部材１８ｂの上方の開口部に集約室上部材１８ａが配置される。配置された集約室上部材１８ａの外周面と、集約室下部材１８ｂの外周壁の内周面の間には円筒状（円環状）の隙間（図４）がある。次いで、この隙間に、接着剤注入装置１１４（図１９には図示せず）により、セラミック接着剤層１２０ａを充填する接着剤付着工程が実施される。セラミック接着剤層１２０ａの上には、充填された接着剤を覆うように円環状の大径シールリング１９ａが配置される。また、集約室下部材１８ｂの円筒部の外周面と、集約室上部材１８ａの中央の開口部の間にも円環状の隙間があり、接着剤注入装置１１４（図１９には図示せず）により、この隙間にもセラミック接着剤層１２０ｂが充填される。セラミック接着剤層１２０ｂの上には、充填された接着剤を覆うように円環状の小径シールリング１９ｂが配置される。これら大径シールリング１９ａ及び小径シールリング１９ｂは、セラミック接着剤の硬化時におけるクラックの発生を抑制するカバー部材として機能する。
なお、変形例として、集約室上部材１８ａと集約室下部材１８ｂの間の隙間が楕円環状となるように、これらの部材を形成しておき、この隙間にセラミック接着剤を充填することにより、排気集約室１８が構成されるように、本発明を構成することもできる。また、変形例として、集約室下部材１８ｂの円筒部と、集約室上部材１８ａの開口部の隙間が楕円環状となるように、これらの部材を形成しておき、この隙間にセラミック接着剤を充填することにより、排気集約室１８が構成されるように、本発明を構成することもできる。
この状態まで組み立てられた組立体に対し、溶媒除去硬化工程が実施される（図２４のステップＳ１５）。この溶媒除去硬化工程においては、セラミック接着剤により組み立てられた組立体が、固体酸化物型燃料電池装置１の発電運転時における燃料電池セル１６の温度と概ね等しい所定の第２温度まで加熱される。これにより、セラミック接着剤は、固体酸化物型燃料電池装置１の起動時における温度上昇に耐えうる状態まで乾燥される。なお、この溶媒除去硬化工程と同時に、図２４のステップＳ１４までにおいて組み立てられた組立体の検査等も同時に行われる。また、この溶媒除去硬化工程が施される組立体は、セラミック接着剤により気密的に接合された燃料流路、及び燃料電池セル１６を収容した発電室１０を含んでおり、固体酸化物型燃料電池装置１の発電運転時においても燃料電池セル１６と同等の温度まで温度上昇する高温部組立体である。溶媒除去硬化工程（図２４のステップＳ１５）の詳細については後述する。
なお、本実施形態における溶媒除去硬化工程では、発電運転時における温度まで温度上昇される途中において、作業可能硬化工程と同程度の温度帯域を十分な時間をかけて通過する。この間に、排気集約室１８の周囲部のセラミック接着剤層１２０ａ、及び排気集約室１８の中央部のセラミック接着剤層１２０ｂが硬化される。この際、セラミック接着剤層１２０ａの上に配置された大径シールリング１９ａ、及びセラミック接着剤層１２０ｂの上に配置された小径シールリング１９ｂは、各セラミック接着剤層の表面の水分が急速に蒸発するのを防止する。これにより、セラミック接着剤層１２０ａ、１２０ｂにおけるクラックの発生を抑制することができ、接合部の気密性を確保することができる。このように、燃料を導く流路の構成部品である集約室上部材１８ａと集約室下部材１８ｂの接合部がセラミック接着剤により気密的に接合される。なお、これまで３回の作業可能硬化工程により硬化された各セラミック接着剤層は、再び緩やかに加熱されるため、クラック発生の危険を回避しながら残留している水分が蒸発され、より安定した状態となる。
次に、図２０に示すように、図１９まで組み立てられた組立体の上方に、排気通路構成部材である内側円筒容器６８及び供給通路構成部材である外側円筒容器７０が被せられる（図２４のステップＳ１６）。内側円筒容器６８及び外側円筒容器７０は、溶接により結合された状態で組立体に取り付けられる。また、内側円筒容器６８の外壁面下部には排ガス排出パイプ５８が取り付けられ、内側天井面には酸化剤ガス噴射用パイプ７４が取り付けられている。また、内側円筒容器６８に取り付けられた酸化剤ガス噴射用パイプ７４は、組立体の排気集約室１８の中央の開口部を貫通される。外側円筒容器７０の外壁面下部には酸化剤ガス導入パイプ５６が取り付けられている。
なお、図２４のステップＳ１５における溶媒除去硬化工程を経た組立体に、更なる構成部品を組み付ける工程は、第２次組付工程として実施される。
内側円筒容器６８及び外側円筒容器７０には、これらを貫通するように、点火ヒーター６２が取り付けられている。内側円筒容器６８を組立体に被せることにより、外側円筒部材６６の外周面と、内側円筒容器６８の内周面の間に、排気流路である排ガス排出流路２１（図２）が形成される。この排ガス排出流路２１の下端部に位置するように、内側円筒容器６８の内側には、燃焼触媒６０及び触媒ヒータであるシースヒーター６１が取り付けられている。このように、溶媒除去硬化工程の後に行われる第２次組付工程においては、点火ヒーター６２、燃焼触媒６０及びシースヒーター６１等、溶媒除去硬化工程における第２温度には耐えることができない構成部品が組み付けられる。従って、ステップＳ１５における溶媒除去硬化工程を経た高温部組立体の外側に組み付けられ、第２温度には耐えることができない構成部品を含む組立体は、低温部組立体である。低温部組立体は、酸化剤ガス供給流路２２を備えており、後述するようにセラミック接着剤により高温部組立体に接合される。なお、低温部組立体の部分は、固体酸化物型燃料電池装置１の発電運転時においても、その状態における燃料電池セル１６と同程度の温度まで上昇することはない。
なお、変形例として、内側円筒容器６８と外側円筒容器７０がセラミック接着剤により接着されるように、本発明を構成することもできる。この場合には、内側円筒容器６８と外側円筒容器７０の間の円環状の隙間にセラミック接着剤を充填し、これらの部材を気密的に固定する。或いは、内側円筒容器と外側円筒容器の間の隙間が楕円環状となるように、これらの部材を構成し、この楕円環状の隙間にセラミック接着剤を充填し、これらの部材を気密的に固定するように、本発明を構成することもできる。
図２１に示すように、内側円筒容器６８及び外側円筒容器７０が被せられた組立体は再び上下反転される。ここで、外側円筒部材６６の外壁面下部（図２１における上部）には円環状の棚部材６６ａが溶接されており、この棚部材６６ａは、外側円筒部材６６の外周面と内側円筒容器６８の内周面の間の円環状の隙間を閉鎖する。この外側円筒部材６６の外周面、内側円筒容器６８の内周面、及び棚部材６６ａによって囲まれた円環状の空間に、接着剤付着工程として、接着剤注入装置１１４によりセラミック接着剤が充填される（図２４のステップＳ１７）。なお、溶媒除去硬化工程後の第２次組付工程において組み付けられた構成部品にセラミック接着剤を付着させる工程は、第２次接着剤付着工程として実施される。また、変形例として、セラミック接着剤が充填される外側円筒部材と内側円筒容器の間の隙間が楕円環状となるように、外側円筒部材及び内側円筒容器を構成することもできる。
充填されたセラミック接着剤層１３２を覆うように、円環状の薄板である排気通路シールリング１３４が配置される。この排気通路シールリング１３４は、セラミック接着剤の硬化時におけるクラックの発生を抑制するカバー部材として機能する。この状態で、組立体は乾燥炉１１６（図２１には図示せず）に入れられ、４回目の作業可能硬化工程（図２４のステップＳ１８）及び溶媒除去硬化工程（図２４のステップＳ１９）が実施される。なお、第２次接着剤付着工程において付着されたセラミック接着剤を乾燥硬化させる作業可能硬化工程及び溶媒除去硬化工程は、第２次乾燥硬化工程として実施される。また、第２次接着剤付着工程において付着されるセラミック接着剤は、固体酸化物型燃料電池装置１の発電運転時において、燃料電池セル１６と同程度の温度まで上昇しない部分の接合に使用される。
この第２次乾燥硬化工程における作業可能硬化工程では、図２６に示すように、乾燥炉１１６内の温度は、加熱制御装置１１６ａにより、まず、常温から約１２０分で約６０℃まで上昇され、次いで、約２０分で約８０℃まで上昇され、その後約６０分間約８０℃に維持される。約８０℃の温度が維持された後、第２次乾燥硬化工程における溶媒除去硬化工程として、図２６に破線で示すように、乾燥炉１１６内の温度は約７０分で、所定の第３温度である約１５０℃まで上昇される。さらに、約１５０℃の温度が約６０分維持された後、約６０分で常温に戻される。この第３温度は、第１温度である作業可能硬化工程における温度よりも高く、第２温度である発電運転時における燃料電池セル１６の温度よりも低い温度であって、第２次組付工程において組み付けられた構成部品が耐えうる温度に設定される。
即ち、４回目の作業可能硬化工程を実施することにより、新しく充填されたセラミック接着剤層１３２が、加熱、硬化され、外側円筒部材６６と内側円筒容器６８が気密的に接着される。このように、排気ガスを導く流路の構成部品である外側円筒部材６６と内側円筒容器６８の接合部がセラミック接着剤により気密的に接合される。この際の排気通路シールリング１３４の作用、及び円環状のセラミック接着剤層１３２による効果は、上述した分散室シールリング１２６及びセラミック接着剤層１２４と同様である。
また、外側円筒部材６６と内側円筒容器６８の間の接合部に対する作業可能硬化工程は、排気を導く排ガス排出流路２１の気密性を確保するためのものであり、万一気密性が損なわれた場合でも、燃料電池セル１６の接合部の気密性が損なわれた場合よりも悪影響が少なくなる。さらに、外側円筒部材６６と内側円筒容器６８の間の接合部は、排ガス排出流路２１の燃焼触媒６０よりも下流側に位置している。このため、この接合部において万一漏れが発生したとしても、漏れる気体は燃焼触媒６０によって浄化された排気ガスであり、悪影響は極僅かである。なお、この接合部は、固体酸化物型燃料電池装置１の発電運転時においても、その状態における燃料電池セル１６と同程度の温度まで上昇することはない。
最後の作業可能硬化工程である４回目の作業可能硬化工程を実施した後、引き続き溶媒除去硬化工程が実施される（図２４のステップＳ１９）。溶媒除去硬化工程は、作業可能硬化工程により脱水縮合反応が行われ、十分に硬化したセラミック接着剤層から、残留している水分を更に蒸発させ、固体酸化物型燃料電池装置１の起動工程における温度上昇に耐え得る状態まで乾燥させるものである。本実施形態においては、図２４のステップＳ１９における溶媒除去硬化工程は、乾燥炉１１６内の温度を約１５０℃とし、これを約１８０分維持することにより実施される。溶媒除去硬化工程を作業可能硬化工程よりも高い温度で実施することにより、短時間でセラミック接着剤層を起動工程における温度上昇に耐え得る状態まで乾燥させることができる。
次に、図２８乃至図３０を参照して、図２４のステップＳ１５における溶媒除去硬化工程及び検査を説明する。
図２８は、溶媒除去硬化工程における加熱方法を説明する図である。図２９は、溶媒除去硬化工程及び検査の手順を示すフローチャートである。図３０は、溶媒除去硬化工程における加熱状態を示す図である。
溶媒除去硬化工程においては、組立体全体を乾燥炉内で加熱するのではなく、発電室１０内に加熱された空気を送り込むことによって、発電室１０内及び燃料電池セル１６を加熱する。なお、溶媒除去硬化工程において組立体は乾燥室内に配置されるので、発電室１０内に送り込まれ、流出した高温の空気が乾燥室内に充満することによっても、組立体は加熱される。図２８に示すように、溶媒除去硬化工程においては、加熱空気導入管１３６が、排気集約室１８中央の開口部を介して発電室１０内に挿入される。加熱空気導入管１３６には、送風機１３８、及び送風機１３８から送られた空気を加熱するヒーター１４０が接続されている。ヒーター１４０によって加熱された空気が、加熱空気導入管１３６を介して発電室１０内に導入される。発電室１０内には温度センサ１４２が取り付けられ、測定された温度は、加熱制御装置１４４に入力される。加熱制御装置１４４は、温度センサ１４２による検出信号に基づいて送風機１３８及びヒーター１４０を制御する。
導入された空気は、図２８に実線の矢印で示すように、発電室１０内の各燃料電池セル１６を加熱した後、排気集約室１８の外周と内側円筒部材６４の内壁面との間の隙間を通って、組立体の外部に流出する。これにより、燃料電池セル１６と第１固定部材６３の接合部、集約室下部材１８ｂと燃料電池セル１６の接合部、集約室上部材１８ａと集約室下部材１８ｂの接合部、及び分散室底部材７２と内側円筒部材６４の接合部の各セラミック接着剤層が加熱され、硬化したセラミック接着剤の内部に残留する溶媒が更に蒸発される。
一方、溶媒除去硬化工程においては、加熱空気導入管１３６からの加熱用空気の導入と並行して、燃料ガス供給パイプ９０から酸素を含まない気体が供給される。組立体の燃料ガス供給パイプ９０には、窒素・水素供給装置１４６が接続されている。この窒素・水素供給装置１４６も加熱制御装置１４４に接続され、制御される。図２８に波線の矢印で示すように、燃料ガス供給パイプ９０から供給された気体は、燃料ガス供給流路２０内を上端まで上昇した後、改質部９４内を下降し、内側円筒部材６４の下部に設けられた小穴６４ｂを通って燃料ガス分散室７６に流入する。燃料ガス分散室７６に流入した気体は、燃料ガス分散室７６の第１固定部材６３に取り付けられた各燃料電池セル１６の内側（燃料極側）を通って排気集約室１８に流入する。排気集約室１８に流入した気体は、排気集約室１８の噴出口１８ｄから噴出され、組立体の外部に流出する。
本実施形態においては、酸素を含まない気体として不活性ガスである窒素ガス又は水素ガスが供給される。また、各燃料電池セル１６を内側からも加熱できるよう、導入する気体は加熱されている。このように、各燃料電池セル１６に不活性ガスを導入することにより、各燃料電池セル１６内及び改質部９４内の酸化剤ガス（空気）を排出することができる。これにより、発電運転時の温度まで上昇させた際の、各燃料電池セル１６の燃料極の酸化及び改質部９４の改質触媒の酸化を防止することができる。また、溶媒除去硬化工程において、燃料ガス供給パイプ９０から水素ガスを供給することにより、高温にされた各燃料電池セル１６の燃料極側を水素ガスが通過するので、製造工程中に酸化されていた燃料極を還元させることができる。なお、溶媒除去硬化工程において、各燃料電池セル１６の温度が十分に上昇するまでは、不活性ガスを供給しておき、温度が上昇した後、不活性ガスを水素ガスに切り換えることもできる。
また、各燃料電池セル１６の空気極側に酸化剤ガスが供給され、燃料極側に水素ガスが供給され、各燃料電池セル１６の温度が十分に上昇されている状態においては、燃料電池セル１６に接続された２本のバスバー８０の間に電圧が発生する。バスバー８０には電圧検出装置１４８が接続されており、電圧検出装置１４８の検出信号は、加熱制御装置１４４に入力される。このバスバー８０間の電圧を測定することにより、各燃料電池セル１６及び組立体の各接合部の良否を判定することができる。電圧の測定は、バスバー８０の間に電流を流さない状態で行われる。各燃料電池セル１６自体に不具合がある場合には、バスバー８０間に発生する電圧が低下する。また、各燃料電池セル１６と第１固定部材６３の間の接合部、又は各燃料電池セル１６と集約室下部材１８ｂの間の接合部に大きな燃料漏れが発生している場合にも、燃料極に十分な燃料ガスが供給されないため、電圧が低下する。電圧検出装置１４８によって測定された電圧、及び温度センサ１４２によって測定された温度は、加熱制御装置１４４に接続された表示モニタ１５０に表示される。このように、溶媒除去硬化工程においては、各燃料電池セル１６の燃料極の還元、及び固体酸化物型燃料電池装置１の半完成品の検査を同時に行うことができる。
次に、図２９及び図３０を参照して、溶媒除去硬化工程の手順を説明する。
まず、図２９のステップＳ１０１において、加熱制御装置１４４は、加熱空気導入管１３８から供給される空気の温度が所定の温度上昇曲線に沿って上昇するように、送風機１３８及びヒーター１４０を制御する。また、加熱制御装置１４４は、窒素・水素供給装置１４６を制御して、燃料ガス供給パイプ９０を介して各燃料電池セル１６に窒素ガスを供給する。
なお、本実施形態においては、加熱制御装置１４４は、空気の温度上昇曲線が図３０の実線に示す曲線となるように、送風機１３８及びヒーター１４０を制御する。図３０の実線に示すように、供給される空気の温度は、常温から約３時間かけて約６５０℃まで上昇される。ここで、図３０の一点鎖線に示す曲線は、完成した固体酸化物型燃料電池装置１の起動工程における、発電室内の温度上昇曲線を概略的に示したものである。図３０に示すように、固体酸化物型燃料電池装置１の実際の起動工程においては、約２時間で、発電運転時における燃料電池セル１６の温度である約６５０℃まで発電室内が温度上昇させている。これに対して、溶媒除去硬化工程においては、約３時間かけて約６５０℃まで上昇させている。
このように緩やかに温度上昇させることにより、セラミック接着剤層に残留している溶媒は少しずつ加熱され、蒸発される。これにより、溶媒の急激な体積膨張及び蒸発による過剰なクラックの発生が抑制される。また、溶媒除去硬化工程により、発電室１０内各部のセラミック接着剤層の温度は実際の発電運転時の温度まで上昇される。これにより、完成した固体酸化物型燃料電池装置１の実際の起動工程おいて急速に温度を上昇させた場合にも、セラミック接着剤層に過剰なクラックが発生しないことを、より確実に保証することができる。なお、溶媒除去硬化工程終了後も各セラミック接着剤層には水分が残留しているが、微量であるため、燃料電池モジュール２内（燃料電池セル１６）を発電運転時の温度まで上昇させても、クラックの発生などのトラブルが発生することはない。
図２９のステップＳ１０２においては、加熱制御装置１４４は、温度センサ１４２による検出温度が、６５０℃〜６５５℃の範囲内にあるか否かが判断される。検出温度が６５０℃〜６５５℃の範囲内にない場合には、ステップＳ１０２の処理が繰り返される。検出温度が６５０℃〜６５５℃の範囲内まで上昇すると、ステップＳ１０３に進み、ステップＳ１０３においては、溶媒除去硬化工程開始から３時間経過しているか否かが判断される。３時間経過していない場合には、ステップＳ１０３の処理が繰り返される。
３時間経過している場合にはステップＳ１０４に進み、ステップＳ１０４においては、加熱制御装置１４４は、窒素・水素供給装置１４６を制御して、燃料ガス供給パイプ９０を介して供給している気体を水素ガスに切り換える。これにより、高温に上昇している各燃料電池セル１６の燃料極に水素ガスが接触し、製造工程中に酸化されていた燃料極の還元反応が進行する。
ステップＳ１０５においては、ステップＳ１０４において気体が水素ガスに切り換えられた後、３０分経過しているか否かが判断される。３０分経過していない場合には、ステップＳ１０５の処理が繰り返される。
次いで、ステップＳ１０６においては、電圧検出装置１４８により、２本のバスバー８０の間に発生している電圧が検出される。なお、本実施形態においては、電圧の測定は、バスバー８０の間に電流を流さない状態で行われる。セラミック接着剤により接合されている接合部に大きなクラックが発生している場合には、燃料を導く流路の途中で水素ガスの大きな漏れが発生する。このため、大きな漏れがある場合には、各燃料電池セル１６の燃料極に供給される水素ガスの濃度が低くなり、発生する電圧が低くなる。また、各燃料電池セル１６の燃料極が十分に還元されていない場合には、各燃料電池セル１６の発電能力が低くなるため、発生する電圧が低くなる。このように、バスバー８０の間に発生している電圧により、燃料供給経路の漏れ及び／又は燃料極の還元状態を検査することができる。
ステップＳ１０７においては、電圧検出装置１４８によって検出された電圧が、所定の電圧以上であるか否かが判断される。所定の電圧未満である場合には、ステップＳ１０８に進み、組立体に不良があるため、そのまま溶媒除去硬化工程を終了する。所定の電圧以上である場合にはステップＳ１０９に進み、良品と判定して検査運転を終了する。
次いで、ステップＳ１１０においては、加熱制御装置１４４は、窒素・水素供給装置１４６を制御して、燃料ガス供給パイプ９０を介して供給している気体を水素ガスから窒素ガスに切り換える。また、加熱制御装置１４４は、送風機１３８及びヒーター１４０を制御して、加熱空気導入管１３６を介して供給している空気の温度を低下させる。これにより、図２９に示すフローチャートによる処理を終了する。
このように、発電室１０内の温度を概ね発電運転時の温度（約６５０℃）まで上昇させる溶媒除去硬化工程を、組み立て工程の最後（図２４のステップＳ１８の後）に行うのではなく、ステップＳ１５の後で実施することにより、組み立て工程を簡略化することが可能になる。即ち、ステップＳ１６において組み付けられる内側円筒容器６８及び外側円筒容器７０には、燃焼触媒６０や点火ヒーター６２、シースヒーター６１、センサー等の機器が予め取り付けられており、これらの機器を内側円筒容器６８及び外側円筒容器７０の取り付けと同時に一回で組立体に取り付けることができる。ところが、これらの機器は約６５０℃の温度には耐えることができない（固体酸化物型燃料電池装置１の実際の発電運転時においては、これらの機器が取り付けられる箇所は約６５０℃までは温度上昇しない）。従って、内側円筒容器６８及び外側円筒容器７０の取り付けが完了した後で（図２４のステップＳ１８の後で）溶媒除去硬化工程を施すとすれば、点火ヒーター６２等の機器は、後から別々に取り付ける必要があり、製造工程が複雑化する。
以上の製造工程により、燃料電池セル収容容器８が完成された後、種々の部品を取り付け、固体酸化物型燃料電池装置１が完成される。また、上述した固体酸化物型燃料電池装置１の製造方法において使用された、下側ジグ１１０（第１位置決め装置）、上側ジグ１１２（第２位置決め装置）、接着剤注入装置１１４、乾燥炉１１６（接着剤硬化装置）、及び加熱制御装置１１６ａは、固体酸化物型燃料電池装置の製造装置を構成する。
本発明の実施形態の固体酸化物型燃料電池装置１の製造方法によれば、複数回の作業可能硬化工程（図２４のステップＳ６、Ｓ８、Ｓ１３）により硬化された複数の接合部を、発電を開始するまでの起動工程における温度上昇に耐え得る状態まで同時に乾燥させる（図２４のステップＳ１５）ため、製造に要する時間を短縮しながら構成部品を気密的に接合することができる。加えて、溶媒除去硬化工程（図２４のステップＳ１５）においては、作業可能硬化工程を行う第１温度（８０℃）よりも高い、完成した固体酸化物型燃料電池装置１の発電運転時における燃料電池セル１６の温度に概ね等しい第２温度（６５０℃）まで上昇させている。これにより、実際の起動工程において、セラミック接着剤層に過剰なクラックが発生するリスクを確実に回避することができる。
また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池装置１の製造方法によれば、溶媒除去硬化工程（図２４のステップＳ１５）が完了した燃料電池モジュール２の組立体に、第２次組付工程（図２０）において、更なる構成部品として内側円筒容器６８、外側円筒容器７０等が組み付けられ、組み付けられた構成部品が第２次接着剤付着工程（図２１）、第２次乾燥硬化工程（図２４のステップＳ１８、Ｓ１９）により、セラミック接着剤で固定される。第２次乾燥硬化工程においては、第２温度（６５０℃）よりも低い所定の第３温度（１５０℃）まで温度上昇されるので、第２次組付工程において第２温度には耐えない構成部品（シースヒーター６１、点火ヒーター６２等）を組み付けることができる。これにより、溶媒除去硬化工程（図２４のステップＳ１５）によって、構成部品の接合部における気密性を十分に確保しながら、熱に弱い部品も、セラミック接着剤を使用した組み立て工程中に取り付けを完了することができ、製造工程を短縮することができる。
さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池装置１の製造方法によれば、第２次接着剤付着工程（図２１）において付着されたセラミック接着剤層１３２は発電運転時の温度に晒されることがない。このため、第２次乾燥硬化工程（図２４のステップＳ１８、Ｓ１９）により硬化されたセラミック接着剤が、第２温度（６５０℃）まで上昇されていなくとも、実際の起動工程において、セラミック接着剤層に過剰なクラックが発生するリスクを確実に回避することができる。
また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池装置１の製造方法によれば、第２次接着剤付着工程（図２１）において付着されたセラミック接着剤１３２が燃焼触媒６０の下流側の接合部に使用されているので、万一、過剰なクラックが発生したとしても、有害な排気ガスが外部に漏れることがない。
さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池装置１の製造方法によれば、溶媒除去硬化工程（図２４のステップＳ１５、図２９）中において、燃料を導く流路に酸素を含まない気体が供給される（図２９のステップＳ１０１、Ｓ１０４、Ｓ１１０）ことにより、燃料電池セル１６の燃料極側が酸素を含まない気体で充満するので、高温で溶媒除去硬化工程を行いながら、燃料極の酸化を防止することができる。
また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池装置１の製造方法によれば、溶媒除去硬化工程（図２４のステップＳ１５、図２９）が、発電運転時における温度と概ね等しい温度（図３０、６５０℃）で行われると共に、燃料電池セル１６に水素が供給されるので、燃料電池セル１６は発電が可能な状態となる。このため、燃料電池セル１６に発生する起電力を測定する（図２９のステップＳ１０６）だけで、燃料電池モジュール２内の漏れ、ないし燃料電池セルの燃料極の還元状態を検査（図２９のステップＳ１０７）することができる。
また、本発明の実施形態の固体酸化物型燃料電池モジュール２によれば、高い気密性を要求される燃料流路２０が、内側の高温部組立体（図１９）に備えられているので、高温部組立体まで組み立てた状態で、セラミック接着剤を高温で乾燥硬化させることができる（図２４のステップＳ１５、図２９）。その一方、高温に耐えることができない構成部品（シースヒーター６１、点火ヒーター６２等）は、外側の低温部組立体（内側円筒容器６８、外側円筒容器７０等）に含まれているので、高い気密性が要求される高温部組立体を組み立てた外側に低温部組立体を組み付け、低い温度でセラミック接着剤を乾燥、硬化（図２４のステップＳ１９、１５０℃）させ高温に弱い構成部品を熱から保護することができる。
さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池モジュール２によれば、低温部組立体に酸化剤ガス供給流路２２が備えられ、その内側に排気流路２１が設けられているので、高温になりやすい排気流路２１を酸化剤ガス供給流路２２を流れる酸化剤ガスで冷却することができる。このため、排気流路２１全体を高温部組立体（図１９）に含ませる必要がなく、設計の自由度を広げることができる。
また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池モジュール２によれば、燃焼触媒６０を加熱する触媒ヒータ６１が低温部組立体（内側円筒容器６８、外側円筒容器７０等）に含まれているので、触媒ヒータ６１を備えた排気流路２１をセラミック接着剤１３２を使用して組み立てることができる。
以上、本発明の好ましい実施形態を説明したが、上述した実施形態に種々の変更を加えることができる。なお、上述した実施形態においては、図２４のステップＳ１５の溶媒除去硬化工程において、組立体の温度を発電運転時における温度まで上昇させていたが、この工程の前に、別途作業可能硬化工程を実施することもできる。
１ 固体酸化物型燃料電池装置
２ 燃料電池モジュール
４ 補機ユニット
７ 断熱材
８ 燃料電池セル収容容器
１０ 発電室
１６ 燃料電池セル
１６ａ 単セル
１８ 排気集約室
１８ａ 集約室上部材
１８ｂ 集約室下部材（第２固定部材）
１８ｃ 挿通穴
１８ｄ 噴出口
１８ｅ 接着剤充填枠
１９ａ 大径シールリング
１９ｂ 小径シールリング
１９ｃ カバー部材
２０ 燃料ガス供給流路（燃料流路）
２１ 排ガス排出流路（排気流路）
２２ 酸化剤ガス供給流路
２４ 水供給源
２６ 純水タンク
２８ 水流量調整ユニット（水供給装置）
３０ 燃料供給源
３４ 熱交換器
３５ 電磁弁
３６ 脱硫器
３８ 燃料ブロア（燃料供給装置）
４０ 空気供給源
４５ 空気流量調整ユニット（酸化剤ガス供給装置、空気ブロア）
５０ 温水製造装置
５４ インバータ
５６ 酸化剤ガス導入パイプ（酸化剤ガス流入口）
５８ 排ガス排出パイプ（排ガス流出口）
６０ 燃焼触媒
６１ シースヒーター（触媒ヒータ）
６２ 点火ヒーター
６３ 第１固定部材（分散室形成板）
６３ａ 挿通穴
６３ｂ 接着剤充填枠
６４ 内側円筒部材（発電室構成部材）
６４ａ 小穴
６４ｂ 小穴
６４ｃ ステー（位置決め部材）
６４ｄ 棚部材
６５ 中間円筒部材
６６ 外側円筒部材
６６ａ 棚部材
６７ カバー部材
６８ 内側円筒容器（排気通路構成部材）
７０ 外側円筒容器（供給通路構成部材）
７２ 分散室底部材
７２ａ 挿通管（導電体通路）
７２ｂ 断熱材
７２ｃ フランジ部
７４ 酸化剤ガス噴射用パイプ
７６ 燃料ガス分散室
７８ 碍子
８０ バスバー
８２ 集電体
８６ 蒸発部
８６ａ 傾斜板
８８ 水供給パイプ
９０ 燃料ガス供給パイプ
９２ 燃料ガス供給流路隔壁
９２ａ 噴射口
９４ 改質部
９６ 改質触媒
９７ 多孔質支持体
９８ 燃料極層
９９ 反応抑制層
１００ 固体電解質層
１０１ 空気極層
１０２ インターコネクタ層
１０３ａ 電極層
１０３ｂ 電極層
１０４ａ リード膜層
１０４ｂ リード膜層
１１０ 下側ジグ（第１位置決め装置）
１１０ａ 位置決シャフト
１１０ｂ 基端面
１１２ 上側ジグ（第２位置決め装置）
１１２ａ 円錐台
１１４ 接着剤注入装置（接着剤付着装置）
１１６ 乾燥炉（加熱装置、接着剤硬化装置）
１１６ａ 加熱制御装置
１１８ セラミック接着剤層
１１８ａ 隆起部
１１８ｂ 垂下部
１２０ａ セラミック接着剤層
１２０ｂ セラミック接着剤層
１２２ セラミック接着剤層
１２４ セラミック接着剤層
１２６ 分散室シールリング
１２８ セラミック接着剤層
１３０ 中央シール板
１３２ セラミック接着剤層
１３４ 排気通路シールリング
１３６ 加熱空気導入管
１３８ 送風機
１４０ ヒーター
１４２ 温度センサ
１４４ 加熱制御装置
１４６ 窒素・水素供給装置
１４８ 電圧検出装置
１５０ 表示モニタ

Claims (9)

  1. 燃料電池モジュールに収容された複数の燃料電池セルに燃料及び酸化剤ガスを供給して発電する固体酸化物型燃料電池装置の製造方法であって、
    上記燃料電池モジュール内で燃料又は酸化剤ガスを導く流路が気密的に構成されるように、構成部品の接合部にセラミック接着剤を付着させる接着剤付着工程と、
    付着されたセラミック接着剤を乾燥硬化させる乾燥硬化工程を備え、
    上記乾燥硬化工程は、
    付着されたセラミック接着剤を、次の製造工程が実施可能な状態まで、所定の第１温度で硬化させる作業可能硬化工程と、
    上記接着剤付着工程と上記作業可能硬化工程が複数回繰り返された後で行われる溶媒除去硬化工程と、を有し、
    上記溶媒除去硬化工程は、上記第１温度よりも高い、完成した固体酸化物型燃料電池装置の発電運転時における上記燃料電池セルの温度に概ね等しい第２温度まで上昇させることにより、上記各作業可能硬化工程において硬化されたセラミック接着剤から更にセラミック接着剤内部に残存する溶媒を除去させて更に硬化させることを特徴とする固体酸化物型燃料電池装置の製造方法。
  2. さらに、上記溶媒除去硬化工程が完了した上記燃料電池モジュールの組立体に、更なる構成部品を組み付ける第２次組付工程と、この第２次組付工程において組み付けられた構成部品にセラミック接着剤を付着させる第２次接着剤付着工程と、この第２次接着剤付着工程において付着されたセラミック接着剤を乾燥硬化させる第２次乾燥硬化工程と、を備え、上記第２次組付工程において組み付けられる構成部品には、上記第２温度には耐えない構成部品が少なくとも１つ含まれ、上記第２次乾燥硬化工程は、上記第２温度よりも低い所定の第３温度まで温度上昇させることにより実行される請求項１記載の固体酸化物型燃料電池装置の製造方法。
  3. 上記第２次接着剤付着工程において付着されるセラミック接着剤は、完成した固体酸化物型燃料電池装置の発電運転時において上記第２温度まで上昇しない部分の接合に使用されている請求項２記載の固体酸化物型燃料電池装置の製造方法。
  4. 上記燃料電池モジュールは排気ガスを浄化するための燃焼触媒を備えており、第２次接着剤付着工程において付着されたセラミック接着剤は、上記燃料電池モジュール内で排気ガスを導く流路を構成する構成部品を、上記燃焼触媒よりも下流側で接合する接合部に使用されている請求項３記載の固体酸化物型燃料電池装置の製造方法。
  5. 上記溶媒除去硬化工程中において、上記燃料電池モジュール内で燃料を導く流路に、酸素を含まない気体が供給される請求項４記載の固体酸化物型燃料電池装置の製造方法。
  6. 上記溶媒除去硬化工程中において、上記燃料電池モジュール内で燃料を導く流路に水素を供給すると共に、燃料電池セルに発生する起電力を測定して、上記燃料電池モジュール内で燃料を導く流路の漏れを検査し、又は上記燃料電池セルの燃料極の還元状態を検査する請求項５記載の固体酸化物型燃料電池装置の製造方法。
  7. 収容された複数の燃料電池セルに燃料及び酸化剤ガスを供給して発電する固体酸化物型燃料電池モジュールであって、
    上記複数の燃料電池セル及びこれらの燃料電池セルを収容する発電室を備え、上記燃料電池モジュールの発電運転時において、上記複数の燃料電池セルとほぼ同じ温度に上昇する高温部組立体と、
    この高温部組立体の外側に設けられ、上記燃料電池モジュールの発電運転時における上記複数の燃料電池セルの温度には耐えない構成部品を含む低温部組立体と、を有し、
    上記高温部組立体は、セラミック接着剤により気密的に接合された構成部品によって構成された燃料流路を含み、
    上記低温部組立体は、セラミック接着剤により、上記高温部組立体に接合されていることを特徴とする燃料電池モジュール。
  8. さらに、上記燃料電池モジュール内で排気ガスを導く排気流路を有し、上記低温部組立体は、上記排気流路の外側に配置された酸化剤ガス供給流路を備えている請求項７記載の燃料電池モジュール。
  9. 上記排気流路には排気ガスを浄化するための燃焼触媒が配置され、上記低温部組立体は、上記燃料電池モジュールの発電運転時における上記複数の燃料電池セルの温度には耐えない構成部品として、上記燃焼触媒を加熱するための触媒ヒータを含む請求項８記載の燃料電池モジュール。
JP2013200893A 2013-09-27 2013-09-27 固体酸化物型燃料電池モジュールの製造方法、及び固体酸化物型燃料電池装置の製造方法 Expired - Fee Related JP6252741B2 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2013200893A JP6252741B2 (ja) 2013-09-27 2013-09-27 固体酸化物型燃料電池モジュールの製造方法、及び固体酸化物型燃料電池装置の製造方法
EP14186291.2A EP2854209B1 (en) 2013-09-27 2014-09-25 Solid oxide fuel cell module and method for manufacturing a solid oxide fuel cell apparatus provided with same
CN201410497919.6A CN104518232A (zh) 2013-09-27 2014-09-25 固体氧化物型燃料电池模块及燃料电池装置的制造方法
US14/496,241 US20150093661A1 (en) 2013-09-27 2014-09-25 Solid oxide fuel cell module and method for manufacturing a solid oxide fuel cell apparatus provided with same

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2013200893A JP6252741B2 (ja) 2013-09-27 2013-09-27 固体酸化物型燃料電池モジュールの製造方法、及び固体酸化物型燃料電池装置の製造方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2015069735A true JP2015069735A (ja) 2015-04-13
JP6252741B2 JP6252741B2 (ja) 2017-12-27

Family

ID=51627997

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2013200893A Expired - Fee Related JP6252741B2 (ja) 2013-09-27 2013-09-27 固体酸化物型燃料電池モジュールの製造方法、及び固体酸化物型燃料電池装置の製造方法

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20150093661A1 (ja)
EP (1) EP2854209B1 (ja)
JP (1) JP6252741B2 (ja)
CN (1) CN104518232A (ja)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104253278B (zh) * 2013-06-27 2018-01-02 Toto株式会社 固体氧化物型燃料电池装置及其制造方法、制造装置
US10769770B2 (en) 2018-05-07 2020-09-08 Cummins Enterprise Llc Quality monitoring system and quality monitoring method for fuel cell manufacturing line and quality monitoring system for manufacturing line
US11404710B2 (en) 2018-12-17 2022-08-02 Cummins Enterprise Llc Assembled portion of a solid oxide fuel cell and methods for inspecting the same

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007012313A (ja) * 2005-06-28 2007-01-18 Kyocera Corp 高温形燃料電池の運転方法
JP2007149430A (ja) * 2005-11-25 2007-06-14 Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> 固体酸化物形燃料電池用シール材とその製造方法
JP2009016223A (ja) * 2007-07-05 2009-01-22 Central Res Inst Of Electric Power Ind 固体酸化物形燃料電池の作動方法及び作動システム
JP2013516378A (ja) * 2009-12-31 2013-05-13 サン−ゴバン セラミックス アンド プラスティクス，インコーポレイティド Ｓｏｆｃスタック用の薄く細粒で完全高密度のガラス−セラミックスシール
JP2015011810A (ja) * 2013-06-27 2015-01-19 Toto株式会社 固体酸化物型燃料電池装置の製造方法及び製造装置
JP2015011812A (ja) * 2013-06-27 2015-01-19 Toto株式会社 固体酸化物型燃料電池装置及びその製造方法、製造装置

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06215782A (ja) 1993-01-18 1994-08-05 Tokyo Electric Power Co Inc:The 固体電解質燃料電池の支持体
JP3674840B2 (ja) * 2000-11-28 2005-07-27 日産自動車株式会社 燃料電池用スタック及びその製造方法
US20020155227A1 (en) * 2001-04-23 2002-10-24 Sulzer Markets And Technolgy Ag Method for the manufacture of a functional ceramic layer
DK2244327T3 (da) * 2002-02-05 2012-05-07 Tokyo Gas Co Ltd Fastoxidbrændselscellesystem
JP3894860B2 (ja) 2002-07-30 2007-03-22 京セラ株式会社 燃料電池
EP2232620B1 (en) * 2007-12-21 2012-08-29 Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. Multilayer glass-ceramic seals for fuel cells
US7931997B2 (en) * 2008-03-12 2011-04-26 Bloom Energy Corporation Multi-material high temperature fuel cell seals
US8790850B2 (en) * 2012-03-01 2014-07-29 Institute Of Nuclear Energy Research Current collection apparatus and method of processing for a solid oxide fuel cell thereof
CN104253278B (zh) * 2013-06-27 2018-01-02 Toto株式会社 固体氧化物型燃料电池装置及其制造方法、制造装置

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007012313A (ja) * 2005-06-28 2007-01-18 Kyocera Corp 高温形燃料電池の運転方法
JP2007149430A (ja) * 2005-11-25 2007-06-14 Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> 固体酸化物形燃料電池用シール材とその製造方法
JP2009016223A (ja) * 2007-07-05 2009-01-22 Central Res Inst Of Electric Power Ind 固体酸化物形燃料電池の作動方法及び作動システム
JP2013516378A (ja) * 2009-12-31 2013-05-13 サン−ゴバン セラミックス アンド プラスティクス，インコーポレイティド Ｓｏｆｃスタック用の薄く細粒で完全高密度のガラス−セラミックスシール
JP2015011810A (ja) * 2013-06-27 2015-01-19 Toto株式会社 固体酸化物型燃料電池装置の製造方法及び製造装置
JP2015011812A (ja) * 2013-06-27 2015-01-19 Toto株式会社 固体酸化物型燃料電池装置及びその製造方法、製造装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN104518232A (zh) 2015-04-15
EP2854209A1 (en) 2015-04-01
US20150093661A1 (en) 2015-04-02
EP2854209B1 (en) 2017-11-01
JP6252741B2 (ja) 2017-12-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104253278B (zh) 固体氧化物型燃料电池装置及其制造方法、制造装置
JP6252741B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池モジュールの製造方法、及び固体酸化物型燃料電池装置の製造方法
JP6237983B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置の製造方法及び製造装置
JP6164566B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置
JP6344547B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置及びその製造方法
JP6195220B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置、及びその製造方法、製造装置
EP2819231A1 (en) Solid oxide fuel cell and manufacturing method and manufacturing apparatus for same
JP6229328B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置及びその製造方法、製造装置
JP6350813B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置
EP2819229B1 (en) Solid oxide fuel cell system
JP6179873B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置
JP6120252B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置
JP6241650B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置
JP2015015214A (ja) 固体酸化物型燃料電池装置
JP6311876B2 (ja) 燃料電池モジュール
JP6264552B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置の製造方法
JP6344548B2 (ja) 固体酸化物型燃料電池装置の製造方法
JP2016039059A (ja) 固体酸化物型燃料電池装置
JP2015225830A (ja) 燃料電池モジュール
JP2015225827A (ja) 燃料電池モジュール
JP2016009618A (ja) 燃料電池モジュール
JP2015170496A (ja) 固体酸化物型燃料電池装置及びその製造方法
JP2015225828A (ja) 燃料電池モジュール

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20160923

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20170425

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20170515

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20170522

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20170719

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: 20171101

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20171114

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 6252741

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees