JP4969284B2 - Solid oxide fuel cell - Google Patents
Solid oxide fuel cell Download PDFInfo
- Publication number
- JP4969284B2 JP4969284B2 JP2007082442A JP2007082442A JP4969284B2 JP 4969284 B2 JP4969284 B2 JP 4969284B2 JP 2007082442 A JP2007082442 A JP 2007082442A JP 2007082442 A JP2007082442 A JP 2007082442A JP 4969284 B2 JP4969284 B2 JP 4969284B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- air
- reforming
- gas
- fuel cell
- power generation
- 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 - Lifetime
Links
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims description 67
- 239000007787 solid Substances 0.000 title claims description 18
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 67
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 64
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 49
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 46
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 10
- 238000002453 autothermal reforming Methods 0.000 claims description 8
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 claims description 6
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000003570 air Substances 0.000 description 94
- 238000005338 heat storage Methods 0.000 description 24
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 20
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 12
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 9
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 9
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 8
- 239000007784 solid electrolyte Substances 0.000 description 8
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 6
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 6
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 6
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- TVZRAEYQIKYCPH-UHFFFAOYSA-N 3-(trimethylsilyl)propane-1-sulfonic acid Chemical compound C[Si](C)(C)CCCS(O)(=O)=O TVZRAEYQIKYCPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003411 electrode reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011232 storage material Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical group [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017563 LaCrO Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011195 cermet Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010344 co-firing Methods 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910001120 nichrome Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 229910001404 rare earth metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002076 stabilized zirconia Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- Fuel Cell (AREA)
Description
本発明は、ハウジング内に点火ヒーターを具備し、起動時に発電に使用されなかったガスに点火する固体酸化物形燃料電池に関する。 The present invention relates to a solid oxide fuel cell that includes an ignition heater in a housing and ignites a gas that has not been used for power generation during startup.
従来の固体酸化物形燃料電池として、発電室を規定するハウジングと、このハウジング内に配設された燃料電池セルとを含む燃料電池が知られている。かかる燃料電池には、燃料電池セルに燃料ガスを供給するための燃料ガス供給手段、セルに空気を供給するための空気供給手段、発電反応に用いられなかった燃料ガスが燃焼して発生する燃焼ガスを排出するための燃焼ガス排出手段も付設されている。 As a conventional solid oxide fuel cell, a fuel cell including a housing defining a power generation chamber and fuel cells arranged in the housing is known. Such a fuel cell includes a fuel gas supply means for supplying fuel gas to the fuel cell, an air supply means for supplying air to the cell, and a combustion generated by burning fuel gas that has not been used in the power generation reaction. Combustion gas discharge means for discharging gas is also provided.
燃料電池の起動の際に燃焼させるためには、燃料ガスと空気だけでなく、着火源が必要となる(例えば、特許文献1参照)。従来、着火源として、点火プラグやニクロム線等の金属系ヒーターなどが用いられていた。
起動工程では、一旦ヒーターなどで点火したとしても、失火する虞があった。
The activation step, even if ignited, such as single Dan heater, there is a risk of misfire.
本発明は、起動工程における失火を抑制することができる固体酸化物形燃料電池を提供することを目的とする。 An object of this invention is to provide the solid oxide fuel cell which can suppress misfire in a starting process.
本発明の固体酸化物形燃料電池は、ハウジング内に、空気及び水のうち少なくとも一種と被改質ガスとが供給されて前記被改質ガスを燃料ガスに改質する改質ケースと、前記改質ケースからの燃料ガスと空気が供給されて発電する燃料電池セルと、前記改質ケースを
通過し起動時に発電に使用されなかったガスに点火するための点火ヒーターとを具備してなるとともに、前記点火ヒーターは、前記空気及び水のうち少なくとも一種の前記改質ケースへの供給量を変更する前に、電源がONとされ、前記点火ヒーター動作中に、前記空気及び水のうち少なくとも一種の前記改質ケースへの供給量が変更されることを特徴とする。
A solid oxide fuel cell of the present invention includes a reforming case in which at least one of air and water and a gas to be reformed are supplied into a housing to reform the gas to be reformed into a fuel gas ; and comprising: a fuel cell fuel gas and air from the Kiaratameshitsu case for power generation is supplied, an ignition heater for igniting before passing through the Kiaratameshitsu case gas not used in the power generation startup together becomes, the ignition heater, before changing the feed to the reforming case of at least one of the air and water, power is the oN, in the ignition heater operation, of the air and water The supply amount to at least one kind of the reforming case is changed .
また、前記空気及び水のうち少なくとも一種の前記改質ケースへの供給量を変更する工程は、部分酸化改質工程、オートサーマル改質(ATR)工程、水蒸気改質(SR)工程で行われることを特徴とする。
The step of changing the supply amount to at least one of the reforming case of the air and water takes place in the partial oxidation reforming process, autothermal reforming (ATR) process, steam reforming (SR) process It is characterized by that .
また、本発明の固体酸化物形燃料電池は、前記点火ヒーターは、電源がONとされてから所定時間経過後に停止することを特徴とする。
In the solid oxide fuel cell of the present invention, the ignition heater is stopped after a predetermined time has elapsed since the power was turned on .
本発明の固体酸化物形燃料電池では、起動工程における失火を抑制でき、起動工程で発電に使用されなかったガスを継続して燃焼させることができる。 In the solid oxide fuel cell of the present invention can suppress misfire in start step, it can be combusted to continue not used for power generation in the startup process gas.
以下、先ず、本発明の固体酸化物形燃料電池に用いられる燃料電池組立体の一例を図1、2及び図3を参照して説明する。図示の燃料電池組立体は略直方体形状のハウジング2を具備している。このハウジング2の6個の壁面の外面には適宜の断熱材から形成された断熱壁(遮熱部材)、即ち上断熱壁4、下断熱壁6、右側断熱壁8、左側断熱壁9、前断熱壁10及び後断熱壁11が配設されている。ハウジング2内には発電・燃焼室12が規定されている。
Hereinafter, an example of a fuel cell assembly used in the solid oxide fuel cell of the present invention will be described with reference to FIGS. The illustrated fuel cell assembly includes a
前断熱壁10及び/又は後断熱壁11は着脱自在或いは開閉自在に装着されており、前断熱壁10及び/又は後断熱壁11を離脱或いは開動せしめることによって発電・燃焼室12内にアクセスすることができる。所望ならば、各断熱壁の外面に金属板製でよい外壁を配設することができる。
The front
ハウジング2内の上端部には空気室(ガス室)16が配設されている。空気室16は上下方向寸法が比較的小さい直方体形状のケース17内に規定されている。空気室16には、発電・燃焼室に向かって空気(酸素含有ガス)を送り込むための空気導入管(ガス供給手段)22の上端が連通している。空気導入管22は複数本あり、その形状は円筒や中空板構造などが考えられる。図1、2では円筒の空気導入管22を記載した。空気導入管22は後述するセルスタック間に配置されており、セルの下端部において開口し、この開口部から空気が噴出する構造となっている。空気導入管22はセラミックスなどの耐熱性の高い材料で作製するのが好適である。
An air chamber (gas chamber) 16 is disposed at the upper end of the
そして、空気室16には、低温ガス供給管18からなる低温ガス供給手段が設けられており、この低温ガス供給管18は、上断熱壁4を貫通し、外部に延設されている。
The
この低温ガス供給管18は、空気室16内に供給されるガスと同一種、即ち、低温の空気を空気室16内に供給するものであり、低温ガス供給管18により供給される空気は、予熱された空気の温度よりも低温である必要がある。特には、室温程度が望ましい。
The low-temperature
低温ガス供給管18は、図2に示すように、発電ユニット56a、56b、56c及び56d、即ち、燃料電池セル集合体の中央部を冷却するような空気室16の位置に接続されている。言い換えれば、発電ユニット56a、56b、56c及び56d間に配設された空気導入管22のケース17側板への開口部集合体中央に対して、対向するケース17側板の位置に開口するように低温ガス供給管18が設けられている。
As shown in FIG. 2, the low temperature
ハウジング2の両側部、更に詳しくは右側断熱壁8の内側及び左側断熱壁9の内側には、全体として平板形状である熱交換器24が配設されている。熱交換器24の各々は実質上鉛直に延在する中空平板形態のケース26から構成されている。
A
かかるケース26内にはその横方向中間に位置する仕切板28が配設されており、ケース26内は内側に位置する排出路30と外側に位置する流入路32とに区画されている。排出路30内には上下方向に間隔をおいて3枚の仕切壁34及び36が配置されている。更に詳述すると、排出路30内には、その前縁はケース26の前壁(図示していない)から後方に離隔して位置するがその後縁はケース26の後壁(図示していない)に接続されている形態の仕切壁34と、その前縁はケース26の前壁に接続されているがその後縁はケース26の後壁から前方に離隔して位置せしめられている仕切壁36とが交互に配置されており、かくして燃焼ガス排出路30はジグザグ形態にせしめられている。なお、所望ならばジグザグ形態の流路以外の形態でも良い。
A
同様に、流入路32内にも上下方向に間隔をおいて3枚の仕切壁38及び40、即ちその前縁はケース26の前壁(図示していない)から後方に離隔して位置するがその後縁はケース26の後壁(図示していない)に接続されている形態の仕切壁38と、その前縁はケース26の前壁に接続されているがその後縁はケース26の後壁から前方に離隔して位置せしめられている仕切壁40とが交互に配置されており、かくして流入路32もジグザグ形態にせしめられている。なお、所望ならばジグザグ形態の流路以外の形態でも良い。
Similarly, the three
ケース26の内側壁の上端部には排出開口42が形成されており、排出路30は排出開口42を介して発電・燃焼室12と連通せしめられている。図示の実施形態においては、熱交換器24の各々の発電・燃焼室12側、即ち、燃料電池セル側、及び燃料電池セルの上下には、蓄熱材からなる蓄熱壁(遮熱部材)が配置されている。即ち右側蓄熱壁44a、左側蓄熱壁44b、前蓄熱壁44c及び後蓄熱壁44d、上蓄熱壁44e、下蓄熱壁44fが、セル集合体を取り囲むように配設されている。かかる右側蓄熱壁44a、左側蓄熱壁44bの上部には、排出開口42の下縁と実質上同高に位置して開口する開口部45が形成されており、排出開口42は開口部45を通して発電・燃焼室12に連通せしめられている。
A
ハウジング2の6個の壁面の外面に形成された断熱壁4、6、8、9、10、11は、アルミナ/シリカ系の汎用断熱材から形成されており、セル集合体を取り囲むように形成された蓄熱壁44a、44b、44c、44d、44e、44fは、密度が前記断熱材4、6、8、9、10、11より大きいアルミナ純度の高い断熱材から形成されている。断熱壁4、6、8、9、10、11と蓄熱壁44a、44b、44c、44d、44e、44fは同一材料から形成されていても良いが、蓄熱材の密度は断熱材よりも大きいことが望ましい。断熱壁4、6、8、9、10、11の密度は0.26g/cm3以下、蓄熱壁44a、44b、44c、44d、44e、44fの密度は0.32g/cm3以下で、両者の熱伝導率は0.1〜0.4W/(m・K)であることが望ましい。
The
ケース26の上壁における外側部には流入開口48が形成されており、流入路32はかかる流入開口48を介して空気室16に連通せしめられている。熱交換器24、流入開口48は、ガス供給流路を構成している。流入路32の各々の後方には上下方向に細長く延びる二重筒体50(図1にその上端部のみを図示している)が配設されており、かかる二重筒体50は外側筒部材52と内側筒部材54とから構成されている。排出路30の下端部は外側筒部材52と内側筒部材54との間に規定されている排出路の下端部に接続されており、流入路32の下端部は内側筒部材54内に規定されている流入路に接続されている。
An
而して、図示の燃料電池組立体における上述したとおりの構成は、本出願人の出願にかかる特願2003−295790号の明細書及び図面に開示されている燃料電池組立体と実質上同一であるので、上述した構成の詳細については上記特願2003−295790号の明細書及び図面に委ね、本明細書においては説明を省略する。 Thus, the configuration of the fuel cell assembly shown in the drawing is substantially the same as the fuel cell assembly disclosed in the specification and drawings of Japanese Patent Application No. 2003-295790 filed by the present applicant. Therefore, the details of the configuration described above are left to the specification and drawings of Japanese Patent Application No. 2003-295790, and the description thereof is omitted in this specification.
上述した発電・燃焼室の下部には4個の発電ユニット56a、56b、56c及び56dが配置されている。発電ユニット56a、56b、56c及び56dは、夫々、上述した空気導入管22間に位置せしめられている。言い換えれば、発電ユニット56a、56b、56c及び56d間に、空気導入管22が配設されている。図1、2と共に、図3、4を参照して説明を続けると、発電ユニット56aは前後方向(図1において紙面に垂直な方向)に細長く延びる直方体形状の燃料ガスケース58aを具備している。
Four
燃料ガス室を規定している燃料ガスケース58aの上面上にはセルスタック60aが装着されている。セルスタック60aは上下方向に細長く延びる直立セル62を燃料ガスケース58aの長手方向(即ち前後方向)に複数個縦列配置して構成されている。図5に明確に図示する如く、セル62の各々は電極支持基板64、内側電極層である燃料極層66、固体電解質層68、外側電極層である酸素極層70、及びインターコネクタ72から構成されている。
A
電極支持基板64は上下方向に細長く延びる柱状の板状片であり、その断面形状は平坦な両面と半円形状の両側面を有する。電極支持基板64には、これを鉛直方向に貫通する複数個(図示の場合は6個)の燃料ガス通路74が形成されている。電極支持基板64の各々は燃料ガスケース58aの上壁上に、例えば耐熱性に優れたセラミック接着剤によって接合される。
The
燃料ガスケース58aの上壁には図1において紙面に垂直な方向に間隔をおいて左右方向に延びる複数個のスリット(図示していない)が形成されており、電極支持基板64の各々に形成されている燃料ガス通路74がスリットの各々に従って燃料ガス室に連通せしめられる。
On the upper wall of the
インターコネクタ72は電極支持基板64の片面(図5のセルスタック60aにおいて上面)上に配設されている。燃料極層66は電極支持基板64の他面(図5のセルスタック60aにおいて下面)及び両側面に配設されており、その両端はインターコネクタ72の両端に接合せしめられている。固体電解質層68は燃料極層66の全体を覆うように配設され、その両端はインターコネクタ72の両端に接合せしめられている。酸素極層70は、固体電解質層68の主部上、即ち電極支持基板64の他面を覆う部分上に配置され、電極支持基板板64を挟んでインターコネクタ72に対向して位置せしめられている。
The
セルスタック60aにおける隣接するセル62間には集電部材76が配設されており、一方のセル62のインターコネクタ72と他方のセル62の酸素極層70とを接続している。セルスタック60aの両端、即ち図5において上端及び下端に位置するセル62の片面及び他面にも集電部材76が配設されている。セルスタック60aの両端に位置する集電部材76には電力取出手段(図示していない)が接続されており、かかる電力取出手段はハウジング2の前断熱壁10、後断熱壁11、または下断熱材6を通してハウジング2外に延在せしめられている。所望ならば、セルスタック60a、60b、60c及び60dの各々に電力取出手段を配設することに代えて、適宜の接続手段によってセルスタック60a、60b、60c及び60dを相互に直列接続し、4個のセルスタック60a、60b、60c及び60dに関して共通の電力取出手段を配設することもできる。
A current collecting
セル62について更に詳述すると、電極支持基板64は燃料ガスを燃料極層66まで透過させるためにガス透過性であること、そしてまたインターコネクタ72を介して集電するために導電性であることが要求され、かかる要求を満足する多孔質の導電性セラミック(若しくはサーメット)から形成することができる。
More specifically about the
燃料極層66及び/又は固体電解質層68との同時焼成によりセル62を製造するためには、鉄属金属成分と特定希土類酸化物とから電極支持基板64を形成することが好ましい。所要ガス透過性を備えるために開気孔率が30%以上、特に35乃至50%の範囲にあるのが好適であり、そしてまたその導電率は300S/cm以上、特に440S/cm以上であるのが好ましい。
In order to manufacture the
燃料極層66は多孔質の導電性セラミック、例えば希土類元素が固溶しているZrO2(安定化ジルコニアと称されている)とNi及び/又はNiOとから形成することができる。
The
固体電解質層68は、電極間の電子の橋渡しをする電解質としての機能を有していると同時に、燃料ガスと空気とのリークを防止するためにガス遮断性を有するものであることが必要であり、通常、3〜15モル%の希土類元素が固溶したZrO2から形成されている。
The
酸素極層70は所謂ABO3型のペロブスカイト型酸化物からなる導電セラミックから形成することができる。酸素極層70はガス透過性を有していることが必要であり、開気孔率が20%以上、特に30〜50%の範囲にあることが好ましい。
The
インターコネクタ72は導電性セラミックから形成することができるが、水素ガスでよい燃料ガス及び空気と接触するため、耐還元性及び耐酸化性を有することが必要であり、このためにランタンクロマイト系のペロブスカイト型酸化物(LaCrO3系酸化物)が好適に使用される。インターコネクタ72は電極支持基板64に形成された燃料ガス通路74を通る燃料ガス及び電極支持基板64の外側を流動する空気のリークを防止するために緻密質でなければならず、93%以上、特に95%以上の相対密度を有していることが望まれる。
Although the
集電部材76は弾性を有する金属又は合金から形成された適宜の形状の部材或いは金属繊維又は合金繊維から成るフェルトに所要表面処理を加えた部材から構成することができる。
The current collecting
図4を参照して説明を続けると、発電ユニット56aは、セルスタック60aの上方を前後方向に細長く延びる直方体形状(或いは円筒形状)であるのが好都合である改質ケース78aも具備している。改質ケース78aの前面には燃料ガス送給管80aの一端即ち上端が接続されている。
Continuing the description with reference to FIG. 4, the
燃料ガス送給管80aは下方に延び、次いで湾曲して後方に延び、燃料ガス送給管80aの他端は上記燃料ガスケース58aの前面に接続されている。改質ケース78aの後面には被改質ガス供給管82aの一端が接続されている。被改質ガス供給管82aは改質ケースから下方に延び、ハウジング2の下を通ってハウジング2外に延出している。
The fuel
被改質ガス供給管82aは都市ガス等の炭化水素ガスでよい被改質ガス供給源(図示していない)に接続されており、被改質ガス供給管82aを介して改質ケース78aに被改質ガスが供給される。改質ケース78a内には燃料ガスを水素リッチな燃料ガスに改質するための適宜の改質触媒が収容されている。
The to-be-reformed
図示の実施形態においては、改質ケース78aは燃料ガス送給管80aを介して燃料ガスケース58aに接続され、これによって所要位置に保持されているが、所要ならば、図4に二点鎖線で図示する如く、例えば上記被改質ガス供給管82aの下面と燃料ガスケース58aの後端部下面或いは後面との間に適宜の支持部材84aを付設することもできる。
In the illustrated embodiment, the reforming
図3において説明すると、発電ユニット56cは上述した発電ユニット56aと実質上同一であり、発電ユニット56b及び56dは、発電ユニット56a及び56cに対して前後方向が逆に配置されていること、従って改質ケース78b及び78dと燃料ガスケース58b及び58dとを接続する燃料ガス送給管(図示していない)が後側に配置され、被改質ガス供給管82b及び82dが改質ケースから下方に延び、ハウジング2の下を通ってハウジング2外に延出している。
Referring to FIG. 3, the
上述したとおりの燃料電池組立体においては、被改質ガスが被改質ガス供給管82a、82b、82c、82dを介して改質ケース78a、78b、78c及び78dに供給され、改質ケース78a、78b、78c及び78d内において水素リッチな燃料ガスに改質された後に、燃料ガス送給管80a、80b、80c、80dを通して燃料ガスケース58a、58b、58c及び58d内に規定されている燃料ガス室に供給され、次いでセルスタック60a、60b、60c及び60dに供給される。
In the fuel cell assembly as described above, the gas to be reformed is supplied to the reforming
セルスタック60a、60b、60c及び60dの各々においては、酸素極において、
1/2O2+2e−→O2−(固体電解質)
の電極反応が生成され、燃料極において、
O2−(固体電解質)+H2→H2O+2e−
の電極反応が生成されて発電される。
In each of the
1 / 2O 2 + 2e − → O 2− (solid electrolyte)
The electrode reaction of
O 2− (solid electrolyte) + H 2 → H 2 O + 2e −
The electrode reaction is generated and power is generated.
発電に使用されることなくセルスタック60a、60b、60c及び60dから上方に流動した燃料ガス及び空気は、起動時に発電・燃焼室12内に配設されている点火手段(図示していない)によって点火されて燃焼される。周知の如く、セルスタック60a、60b、60c及び60dにおける発電に起因して、そしてまた燃料ガスと空気との燃焼に起因して発電・燃焼室12内は例えば1000℃程度の高温になる。改質ケース78a、78b、78c及び78dは発電・燃焼室12内に配設され、セルスタック60a、60b、60c及び60dの直ぐ上方に位置せしめられており、燃焼炎によって直接的にも加熱され、かくして発電・燃焼室12内に生成される高温が被改質ガスの改質に効果的に利用される。
Fuel gas and air that have flown upward from the
発電・燃焼室12内に生成された燃焼ガスは熱交換器24に形成されている排出開口42から排出路30に流入し、ジグザグ状に延在する排出路30を流動した後に二重筒体50の外側筒部材52と内側筒部材54との間に規定されている排出路を通して排出される。燃焼ガスが二重筒体50における排出路を流動する際には、二重筒体50における流入路を空気が流動し、燃焼ガスと空気との間で熱交換が行われる。
The combustion gas generated in the power generation /
そしてまた、燃焼ガスが熱交換器24の排出路30をジグザグ状に流動せしめられる際には、空気が熱交換器24の流入路32をジグザグ状に対向するように流動せしめられる。かくして燃焼ガスと空気との間で効果的に熱交換されて空気が予熱される。
Further, when the combustion gas is caused to flow in the
長期間に渡って発電を遂行することによってセルスタック60a、60b、60c及び60dの一部或いは全部が劣化した場合には、ハウジング2の前断熱壁10或いは後断熱壁11を離脱或いは開動せしめ、発電ユニット56a、56b、56c及び56dの一部或いは全部をハウジング2内から取り出す。
When part or all of the
そして、発電ユニット56a、56b、56c及び56dの一部或いは全部を新しいものに交換して、或いは発電ユニット56a、56b、56c及び56dの一部或いは全部におけるセルスタック60a、60b、60c及び60dのみを新しいものに交換して、再びハウジング2内の所要位置に装着すればよい。発電ユニット56a、56b、56c及び56dの一部あるいは全部における改質ケース78a、78b、78c及び78d内に収容されている改質触媒を交換することが必要な場合にも、発電ユニット56a、56b、56c及び56dの一部或いは全部をハウジング2内から取り出し、発電ユニット56a、56b、56c及び56dの一部或いは全部における改質ケース78a、78b、78c及び78d自体を新しいものに或いは改質ケース78a、78b、78c及び78d内の改質触媒のみを新しいものに交換すればよい。
Then, replace some or all of the
改質ケース78a、78b、78c及び78d内の改質触媒の交換を充分容易に遂行し得るようになすために、所望ならば改質ケース78a、78b、78c及び78dの一部を開閉自在な扉にせしめることができる。
In order to be able to perform the replacement of the reforming catalyst in the reforming
一方、空気は二重筒体50の内側筒部材54内に規定されている流入路を通して熱交換器24の流入路32に供給され、熱交換器24を通過して予熱(加熱)された空気は、空気室16に一旦貯留され、空気導入管22を通って燃焼・発電室12のセルスタック間に供給される。この際、空気導入管22はセルスタック60の燃料電池セル62の上端の燃料ガス通路74近傍で燃焼する燃焼ガス雰囲気中を通過する。従って、空気室16の予熱空気はセルスタック60上部の燃焼領域でさらに加熱され、高温に暖められた空気がセルに供給される。
On the other hand, air is supplied to the
通常運転時は前記熱交換器24で予熱された空気が空気室16に導入され、この空気室16から空気導入管22を用いて燃焼・発電室12へ空気が導入されるが、発電室の温度が想定以上に上昇した場合は、前記熱交換器24を通らない低温ガス供給管18を通ってきた低温の空気が空気室16に導入され、熱交換器24を通過して予熱された空気と混合されて、空気室16の空気温度がある程度低下する。この空気を発電室12、即ち、セルスタック間に供給することにより、通常運転時より温度の低い空気がセルスタック間に導入されるので、発電室12、即ち燃料電池セルの過度に上昇した温度が低下されるので、発電室内の温度を適宜にコントロールできる良好な燃料電池組立体が提供される。
During normal operation, air preheated by the
また、空気室16内の空気温度は、低温ガス供給管18から供給された外気と、熱交換器24を通過して予熱された空気と混合されるため、室温ほど低温の空気ではないので、熱い燃料電池セル60に供給しても、燃料電池セル60のクラックや熱衝撃破壊を引き起こすなどの不具合を避けることができ、燃料電池発電システム全体の機能劣化が抑えられ寿命が延ばすことができる。
Moreover, since the air temperature in the
さらに、低温ガス供給管18による低温ガスの供給を、空気供給管22の開口部中央部に向けて供給することにより、さらに、両側の熱交換器から加熱された空気を開口部中央部に向けて供給することにより、最も加熱しやすいセル集合体の中央部に空気供給管22により供給される空気を最も低温とでき、中央部から離れるに従って高い温度とすることができ、最適な冷却手段とすることができる。
Furthermore, by supplying the supply of the low temperature gas from the low temperature
そして、本発明の燃料電池組立体では、ハウジング2内であってセル集合体の周囲に、蓄熱壁44a、左側蓄熱壁44b、前蓄熱壁44c及び後蓄熱壁44d、下蓄熱壁44e、上蓄熱壁44fを、ハウジング2の外面に上断熱壁4、下断熱壁6、右側断熱壁8、左側断熱壁9、前断熱壁10及び後断熱壁11を配置することにより、セル周囲の高温の熱を蓄熱壁により蓄熱するとともに、外部への熱放散を蓄熱壁及び断熱材と併せて効果的に抑制することができ、分散型発電用の燃料電池組立体において、発熱量の少ない部分負荷運転時においても、有効に発電温度を維持できる。
In the fuel cell assembly of the present invention, the
即ち、家庭用などの分散型発電用の燃料電池組立体では発電量は少ないため小型であり、定常運転時には熱自立し、効果的に発電するが、燃料ガス量を少なくして発電量を少なくした場合、発熱量が少なくなり、熱自立しなくなる傾向にあるが、本発明では、断熱壁によりハウジング内に熱を有効に閉じ込め、定常運転時の高温の熱を蓄熱壁に吸収させ、部分負荷運転し発熱量が少なくなった場合に熱を放散させ、ハウジング内の温度を有効に維持できる。 In other words, fuel cell assemblies for distributed power generation such as home use are small in size because they generate little power, and they are self-sustaining and effectively generate power during steady operation, but the amount of power generated is reduced by reducing the amount of fuel gas. However, in the present invention, the heat is effectively confined in the housing by the heat insulating wall, and the heat storage wall absorbs the high-temperature heat in the steady operation, and the partial load When operation is performed and the amount of heat generated is reduced, heat can be dissipated and the temperature inside the housing can be effectively maintained.
以上、添付図面を参照して本発明の好適実施形態について詳細に説明したが、本発明はかかる実施形態に限定されるものではなく、本発明の範囲を逸脱することなく種々の変形乃至修正が可能であることは多言するまでもない。 The preferred embodiments of the present invention have been described in detail above with reference to the accompanying drawings. However, the present invention is not limited to such embodiments, and various modifications and corrections can be made without departing from the scope of the present invention. It goes without saying that this is possible.
例えば、セルスタックの上方に特定の改質ケースを備えた燃料電池組立体に関連せしめて本発明を説明したが、改質ケースがセルスタックの上方以外の場合でも、本発明を適用することが出来る。また、改質ケースをハウジング内に設けない場合であっても良い。 For example, the present invention has been described in relation to a fuel cell assembly having a specific reforming case above the cell stack. However, the present invention can be applied even when the reforming case is not located above the cell stack. I can do it. Moreover, the case where a reforming case is not provided in a housing may be sufficient.
また、上記形態では、空気室に低温ガス供給手段を設け、空気供給管により、燃料電池セルの外面に空気を供給する場合について説明したが、本発明は、空気供給管により燃料電池セルの内部に空気を供給するようにしても良いことは勿論である。尚、この場合、燃料電池セルの内側には空気極が、外側には燃料極が形成されることは言うまでもない。 Further, in the above embodiment, a case has been described in which low temperature gas supply means is provided in the air chamber and air is supplied to the outer surface of the fuel cell by the air supply pipe. However, the present invention provides the inside of the fuel cell by the air supply pipe. Of course, air may be supplied to the air. In this case, it goes without saying that an air electrode is formed inside the fuel cell and a fuel electrode is formed outside.
また、上記形態では、空気室に低温ガス供給手段を設けた例について説明したが、燃料ガス室に低温ガス供給手段を設け、燃料ガスにより燃料電池セルを冷却するようにしてもよいことは勿論である。 Further, in the above embodiment, an example in which the low temperature gas supply means is provided in the air chamber has been described. However, it is of course possible to provide the low temperature gas supply means in the fuel gas chamber and cool the fuel cell with the fuel gas. It is.
以下、本発明の固体酸化物形燃料電池の運転方法について、図6のフローチャートを基に説明する。 Hereinafter, the operation method of the solid oxide fuel cell of the present invention will be described based on the flowchart of FIG.
先ず、システムの初期化を行い(n−1)、初期異常有無の確認を行う(n−2)。異常があった場合には、非常停止する(n−3)。 First, the system is initialized (n-1) and the presence or absence of an initial abnormality is confirmed (n-2). When there is an abnormality, the emergency stop is performed (n-3).
システム構成部材の初期異常がない場合、ブロワーを起動させ(n−4)、流量モニターで流量を監視しながら、所定流量の空気を空気導入管22を介して収納容器2内に供給する。
When there is no initial abnormality of the system components, the blower is started (n-4), and a predetermined flow rate of air is supplied into the
この後、点火(着火)ヒーターの電源をONし、ヒーターを起動させる(n−5)。この動作により、燃料電池セル上方から排出される余剰の燃料ガスの着火準備を行う。 Thereafter, the ignition (ignition) heater is turned on to start the heater (n-5). By this operation, preparation for ignition of surplus fuel gas discharged from above the fuel cell is performed.
点火ヒーターの電源を入れてもすぐに温度が上昇しないため、着火までの間、1分以上経過したか確認する(n−6)。1分以上経過した後、被改質ガス(都市ガス)供給管のガス電磁弁に電源を入れ、バルブを開き、都市ガスを流す準備を行う(n−7)。都市ガスの流量制御装置に流量設定信号を送り、都市ガスを供給する(n−8)。この後、空気電磁弁の電源をONし、バルブを開き、改質ケースに空気を流す準備を行う(n−9)。空気ポンプの電源をONし、ポンプを駆動させ、空気を流す準備を行う(n−10)。空気の流量を設定し(n−11)、空気を改質ケースに供給する。 Since the temperature does not rise immediately even when the ignition heater is turned on, it is confirmed whether or not one minute or more has elapsed until ignition (n-6). After 1 minute or more has elapsed, power is turned on to the gas solenoid valve of the reformed gas (city gas) supply pipe, and the valve is opened to prepare for flowing city gas (n-7). A flow rate setting signal is sent to the city gas flow control device to supply city gas (n-8). Thereafter, the power of the air solenoid valve is turned on, the valve is opened, and preparations are made to flow air through the reforming case (n-9). The power of the air pump is turned on, the pump is driven, and preparations for flowing air are made (n-10). The flow rate of air is set (n-11), and air is supplied to the reforming case.
着火確認を確認する(n−12)。ガスを流し終わった後、所定時間10秒経過後、熱電対温度(燃焼温度)の温度を確認し、100℃以上であった場合は、着火したとする。着火していない場合は、起動に戻る。 Confirm the ignition confirmation (n-12). After the gas flow is finished, the temperature of the thermocouple temperature (combustion temperature) is checked after a lapse of 10 seconds, and if it is 100 ° C. or higher, it is assumed that ignition has occurred. If it is not ignited, return to startup.
この後、点火ヒーターの電源をOFFにして、ヒーターを停止する(n−13)。 Thereafter, the ignition heater is turned off and the heater is stopped (n-13).
部分酸化改質(燃料と空気)からATR(自己熱改質)(燃料と空気と水)へ進んでよいか確認を行う(n−14)。熱電対の計測温度、例えばモジュール温度(発電部温度)、改質入口温度がそれぞれ200、650℃以上になった場合に次のステップへとすすむ。 It is confirmed whether it is possible to proceed from partial oxidation reforming (fuel and air) to ATR (autothermal reforming) (fuel, air and water) (n-14). When the measured temperature of the thermocouple, for example, the module temperature (power generation unit temperature) and the reforming inlet temperature are 200 ° C. and 650 ° C. or higher, the process proceeds to the next step.
この後、点火ヒーターを起動する(n−15)。点火ヒーターの電源をONし、ヒーターを起動させる。ガスの流量を変更するので再度、着火する。点火ヒーターは5分間動作させ、その後、停止させる。 Thereafter, the ignition heater is started (n-15). Turn on the ignition heater and start the heater. Re-ignite again because the gas flow rate is changed. The ignition heater is operated for 5 minutes and then stopped.
点火ヒーター動作中に、改質ケースに供給する水の流量変更を行い、水ポンプにて水を流す(n−16)。ATR(自己熱改質)(燃料と空気と水)から移行区間へ進んでよいか確認を行う(n−17)。熱電対の計測温度、例えば、モジュール温度、改質出口温度がそれぞれ300、550℃以上になった場合に次のステップへとすすむ。 During the operation of the ignition heater, the flow rate of the water supplied to the reforming case is changed, and the water is flowed by the water pump (n-16). It is confirmed whether or not it is possible to proceed from ATR (autothermal reforming) (fuel, air, and water) to the transition zone (n-17). When the measured temperature of the thermocouple, for example, the module temperature and the reforming outlet temperature are 300 ° C. and 550 ° C. or higher, the process proceeds to the next step.
点火ヒーターの電源をONし、ヒーターを起動させる(n−18)。ガスの流量を変更するので再度、着火する。点火ヒーターは5分間動作させ、その後、停止させる。点火ヒーター動作中に水と空気の流量変更を行う。即ち、水ポンプの流量が一定になるように設定し、水を流す(n−19)。空気の流量を制御設定し、空気を流す(n−20)。 The ignition heater is turned on to start the heater (n-18). Re-ignite again because the gas flow rate is changed. The ignition heater is operated for 5 minutes and then stopped. Change the flow rate of water and air while the ignition heater is operating. That is, the flow rate of the water pump is set to be constant, and water is supplied (n-19). The air flow rate is controlled and air is supplied (n-20).
移行区間からSR(スチームリフォーム)へ進んでよいか確認を行う(n−21)。熱電対の計測温度、例えばモジュール温度、改質出口温度がそれぞれ400、550℃以上になった場合に次のステップへとすすむ。 It is confirmed whether it is allowed to proceed from the transition section to SR (steam reform) (n-21). When the measured temperature of the thermocouple, for example, the module temperature and the reforming outlet temperature become 400 or 550 ° C. or more, the next step is started.
次に点火ヒーターの電源をONし、ヒーターを起動させる(n−22)。ガスの流量を変更するので再度、着火する。点火ヒーターは5分間動作させ、その後、停止させる。 Next, the ignition heater is turned on to start the heater (n-22). Re-ignite again because the gas flow rate is changed. The ignition heater is operated for 5 minutes and then stopped.
点火ヒーター動作中に(n−23)〜(n−26)にて水の流量変更を行い、空気を停止させる。即ち、水ポンプを、水の流量が所定量になるように設定し、水を流す(n−23)。 During the operation of the ignition heater, the flow rate of water is changed at (n-23) to (n-26) to stop the air. That is, the water pump is set so that the flow rate of water becomes a predetermined amount, and water is allowed to flow (n-23).
空気流量制御の設定を0にし、電源をOFFする(n−24)。この後、空気ポンプの電源をOFFし、ポンプを停止させる(n−25)。空気電磁弁の電源をOFFし、バルブを閉じる(n−26)。 Set the air flow rate control to 0 and turn off the power (n-24). Thereafter, the power of the air pump is turned off and the pump is stopped (n-25). The power of the air solenoid valve is turned off and the valve is closed (n-26).
移行区間からSR(スチームリフォーム)へ進んでよいか確認を行う。熱電対の計測温度、例えば、モジュール温度(発電部温度:発電ユニット56b、56c間の温度)、改質出口温度がそれぞれ650、550℃以上になった場合に次のステップへとすすむ。
Confirm whether it is OK to proceed to SR (Steam Reform) from the transition section. When the measured temperature of the thermocouple, for example, the module temperature (power generation unit temperature: temperature between the
このようにして固体電解質形燃料電池が起動され、定常運転される。そして、運転停止時における動作は、まず、燃料電池から負荷への出力を停止し、次に被改質ガスおよび酸素含有ガスの燃料電池への供給を停止する。安全装置やセンサー類は動作させたままでもよい。停止の開始は、停止スイッチ、あるいは制御部の判断により移行する。停止については、動作温度からガス供給を停止する温度までは、微量の燃料ガスと水蒸気を供給する。その後はシャットダウンを行ってもよい。酸素含有ガスは燃料電池のガスパージの役割も担うので数分程度供給した後に停止してもよい。これにより無駄な燃料ガス、動作時の消費電力を低減することが可能となる。このときにすべてを停止するシャットダウンを行ってもよい。 In this way, the solid oxide fuel cell is started and is steadily operated. When the operation is stopped, first, output from the fuel cell to the load is stopped, and then supply of the reformed gas and oxygen-containing gas to the fuel cell is stopped. Safety devices and sensors may remain active. The start of the stop is shifted by the determination of the stop switch or the control unit. For stopping, a very small amount of fuel gas and water vapor are supplied from the operating temperature to the temperature at which the gas supply is stopped. Thereafter, shutdown may be performed. Since the oxygen-containing gas also serves as a gas purge for the fuel cell, it may be stopped after being supplied for several minutes. This makes it possible to reduce wasteful fuel gas and power consumption during operation. At this time, a shutdown may be performed to stop everything.
この後、起動を開始する。例えば、夜間は電力消費量が少ないため発電を停止、朝方起動させる場合である。このように、停止後再起動する場合には、再起動時の発電部の温度が室温よりも高い温度、例えば300℃以上であることが望ましい。言い換えれば、発電時における発電部の温度の40%以上の温度であることが望ましい。これは、発電時の発電部の熱エネルギーが残存している状態で、再起動時には、発電部の温度が高いほど、即ち、発電部に残存している熱エネルギーが多く残っている状態で再起動することが望ましい。この場合には、起動を迅速に行うことができる。 After that, start-up is started. For example, this is a case where power generation is stopped at night and power generation is stopped and started in the morning. Thus, when restarting after a stop, it is desirable that the temperature of the power generation unit at the time of restarting is higher than room temperature, for example, 300 ° C. or higher. In other words, the temperature is preferably 40% or more of the temperature of the power generation unit during power generation. This is a state in which the thermal energy of the power generation unit remains at the time of power generation. At the time of restart, the higher the temperature of the power generation unit, that is, the more heat energy remaining in the power generation unit. It is desirable to start. In this case, activation can be performed quickly.
上記した固体酸化物形燃料電池では、断熱壁、蓄熱壁によりハウジング内に熱を有効に閉じ込めることができ、発電時における発電部の温度の40%の温度になるまでの時間が6時間以上と長くできる。言い換えれば、発電部に長時間熱エネルギーを残存させることができるため、停止後の再起動を迅速に行うことができる。 In the solid oxide fuel cell described above, heat can be effectively confined in the housing by the heat insulating wall and the heat storage wall, and the time until the temperature reaches 40% of the temperature of the power generation unit during power generation is 6 hours or more. Can be long. In other words, since heat energy can remain in the power generation unit for a long time, restart after stopping can be performed quickly.
即ち、出力停止後、断熱壁、蓄熱壁によりハウジング内に熱を有効に閉じ込めることができるため、ハウジング内の温度が下がりにくい。この特性を利用して、あえて無理に室温までの冷却を行わせない。従来では、ブロワーなどで冷却を行わせるが、この形態では、冷却しない。このように室温までの冷却を行わないために次回起動時には燃料電池の温度あるいは改質部の温度は十分に高いままである。このため、運転起動時における動作は、発電部の温度または/かつ改質部の温度に応じて室温からの起動シーケンスの一部を省略または迅速なステップアップを行う。 That is, after the output is stopped, heat can be effectively confined in the housing by the heat insulating wall and the heat storage wall, so that the temperature in the housing is not easily lowered. Utilizing this characteristic, it is not possible to force cooling to room temperature. Conventionally, cooling is performed by a blower or the like, but in this form, cooling is not performed. Thus, since the cooling to room temperature is not performed, the temperature of the fuel cell or the temperature of the reforming portion remains sufficiently high at the next start-up. For this reason, in the operation at the time of starting operation, a part of the starting sequence from room temperature is omitted or rapidly stepped up according to the temperature of the power generation unit and / or the temperature of the reforming unit.
つまり、発電部の温度または/かつ改質部の温度を判断し、起動時のシーケンスの途中から進めてもよいし、室温からの手順通りに進んでもよいが、シーケンスの判断を温度によって規定することで、次々に次のステップに進むことができる。このため従来の室温からの起動に対して短時間で電池出力を行うことができる。 In other words, the temperature of the power generation unit and / or the temperature of the reforming unit may be determined, and may be advanced from the middle of the startup sequence, or may be performed according to the procedure from room temperature. Thus, it is possible to proceed to the next step one after another. For this reason, a battery output can be performed in a short time with respect to the starting from the conventional room temperature.
このように行うことでいろいろな起動停止方法に対応することが可能となった。例えば、従来ではできないとされていたDSS運転もエネルギーのロスをすることなく対応することが可能となった。ここで、デイリースタートスタップ(DSS運転)とは一日一回起動と停止を行う運転方法であり、例えば朝に起動し、日中と夜に運転(発電)し、深夜に停止させる運転方法である。 By doing in this way, it became possible to cope with various start and stop methods. For example, it has become possible to cope with DSS operation, which has been impossible in the past, without losing energy. Here, the daily start tap (DSS operation) is an operation method of starting and stopping once a day, for example, starting in the morning, driving (power generation) during the day and night, and stopping at midnight. is there.
また、上記形態では、学習機能を有し、負荷の過去のデータから停止起動時間を割り出し、自動的に停止起動を行うこと、タイマー機能を有し、任意設定時間に停止、起動を行うこと、停止、起動スイッチにより、停止、起動を行うこと、固体酸化物形燃料電池から外部負荷への電力供給が一定以下の状態が一定時間以上継続した場合に自動的に前記固体酸化物形燃料電池の停止動作を行うとともに、系統電力から外部負荷への電力供給が一定以上の状態が一定時間以上継続した場合に自動的に前記固体酸化物形燃料電池の起動動作を行うこともできる。 Further, in the above form, having a learning function, determining the stop activation time from the past data of the load, automatically performing the stop activation, having a timer function, performing the suspension and activation at an arbitrarily set time, When the power supply from the solid oxide fuel cell to the external load continues for a certain period of time or longer, the solid oxide fuel cell is automatically activated. In addition to performing the stop operation, the solid oxide fuel cell can be automatically started when the power supply from the grid power to the external load continues for a certain time or longer.
2:ハウジング
12:発電・燃焼室
16:空気室(ガス室)
18:低温ガス供給管
22:空気導入管(ガス供給管)
24:熱交換器
56a、56b、56c及び56d:発電ユニット
58a、58b、58c及び58d:燃料ガスケース
60a、60b、60c及び60d:セルスタック
62:燃料電池セル
78a、78b、78c及び78d:改質ケース
2: Housing 12: Power generation / combustion chamber 16: Air chamber (gas chamber)
18: Low-temperature gas supply pipe 22: Air introduction pipe (gas supply pipe)
24:
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007082442A JP4969284B2 (en) | 2007-03-27 | 2007-03-27 | Solid oxide fuel cell |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007082442A JP4969284B2 (en) | 2007-03-27 | 2007-03-27 | Solid oxide fuel cell |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2004269445A Division JP2006086016A (en) | 2004-09-16 | 2004-09-16 | Operation method of solid oxide fuel cell |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2007242626A JP2007242626A (en) | 2007-09-20 |
JP4969284B2 true JP4969284B2 (en) | 2012-07-04 |
Family
ID=38587923
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2007082442A Expired - Lifetime JP4969284B2 (en) | 2007-03-27 | 2007-03-27 | Solid oxide fuel cell |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP4969284B2 (en) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP5220097B2 (en) | 2008-03-26 | 2013-06-26 | 京セラ株式会社 | Fuel cell module and fuel cell device |
JP5360358B2 (en) * | 2008-06-27 | 2013-12-04 | Toto株式会社 | Fuel cell reformer unit and fuel cell module |
JP5412960B2 (en) * | 2008-09-12 | 2014-02-12 | Toto株式会社 | Fuel cell device |
JP5247530B2 (en) * | 2009-02-25 | 2013-07-24 | 京セラ株式会社 | Cell stack device, fuel cell module and fuel cell device |
JP5418960B2 (en) * | 2009-03-31 | 2014-02-19 | Toto株式会社 | Solid oxide fuel cell |
JP2010272288A (en) * | 2009-05-20 | 2010-12-02 | Aisin Seiki Co Ltd | Fuel cell system |
JP4748465B2 (en) | 2009-05-28 | 2011-08-17 | Toto株式会社 | Fuel cell device |
JP5424983B2 (en) * | 2009-08-27 | 2014-02-26 | 京セラ株式会社 | Cell stack device, fuel cell module and fuel cell device |
JP5551495B2 (en) * | 2010-04-02 | 2014-07-16 | アイシン精機株式会社 | Fuel cell module |
JP5995183B2 (en) * | 2012-02-17 | 2016-09-21 | Toto株式会社 | Fuel cell device |
JP6154256B2 (en) * | 2013-09-10 | 2017-06-28 | 京セラ株式会社 | Fuel cell system and fuel cell system operating method |
JP6339355B2 (en) * | 2013-12-12 | 2018-06-06 | 日本特殊陶業株式会社 | Fuel cell |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20040101721A1 (en) * | 2001-07-26 | 2004-05-27 | Yutaka Yoshida | Fuel cell system |
JP3996834B2 (en) * | 2002-10-22 | 2007-10-24 | リンナイ株式会社 | Fuel cell power generation system and its startup method |
JP2004214083A (en) * | 2003-01-07 | 2004-07-29 | Kubota Corp | Burner device for fuel cell reformer |
JP2006086016A (en) * | 2004-09-16 | 2006-03-30 | Kyocera Corp | Operation method of solid oxide fuel cell |
-
2007
- 2007-03-27 JP JP2007082442A patent/JP4969284B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2007242626A (en) | 2007-09-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4969284B2 (en) | Solid oxide fuel cell | |
JP2006302881A (en) | Fuel cell assembly | |
JP4986930B2 (en) | Fuel cell and operation method thereof | |
US10396377B2 (en) | Fuel cell device | |
JP2008084683A (en) | Fuel cell | |
JP5300172B2 (en) | Fuel cell | |
JP4942952B2 (en) | Operation method of high temperature fuel cell | |
JP4991087B2 (en) | Fuel cell assembly | |
JP4863600B2 (en) | Fuel cell assembly | |
JP2010245049A (en) | Fuel cell assembly | |
JP2006086016A (en) | Operation method of solid oxide fuel cell | |
JP5000867B2 (en) | Fuel cell power generation system | |
JP2012109256A (en) | Fuel cell assembly | |
JP2007026744A (en) | Solid electrolyte fuel cell assembly | |
JP4986390B2 (en) | Fuel cell assembly | |
JP4986376B2 (en) | Fuel cell assembly | |
JP5078216B2 (en) | Fuel cell | |
JP4761722B2 (en) | Fuel cell | |
JP2011029201A (en) | Fuel battery and method of operating the same | |
JP4313558B2 (en) | Fuel cell and operation method thereof | |
JP4587709B2 (en) | Fuel cell | |
JP4859359B2 (en) | Operation method of fuel cell | |
JP2005123014A (en) | Fuel cell assembly | |
JP2005093081A (en) | Power generation unit and fuel cell assembly equipped with the same | |
JP2011198768A (en) | Solid oxide fuel cell system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20070820 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20110705 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20110905 |
|
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: 20120306 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20120403 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150413 Year of fee payment: 3 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 4969284 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |