JP5344565B2 - Power generator - Google Patents

Power generator Download PDF

Info

Publication number
JP5344565B2
JP5344565B2 JP2009000420A JP2009000420A JP5344565B2 JP 5344565 B2 JP5344565 B2 JP 5344565B2 JP 2009000420 A JP2009000420 A JP 2009000420A JP 2009000420 A JP2009000420 A JP 2009000420A JP 5344565 B2 JP5344565 B2 JP 5344565B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
fuel
power generation
reaction chamber
gas
fuel gas
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.)
Active
Application number
JP2009000420A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP2010157478A (en
Inventor
雅裕 江上
学 伊原
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.)
Honda Motor Co Ltd
Tokyo Institute of Technology NUC
Original Assignee
Honda Motor Co Ltd
Tokyo Institute of Technology NUC
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 Honda Motor Co Ltd, Tokyo Institute of Technology NUC filed Critical Honda Motor Co Ltd
Priority to JP2009000420A priority Critical patent/JP5344565B2/en
Publication of JP2010157478A publication Critical patent/JP2010157478A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP5344565B2 publication Critical patent/JP5344565B2/en
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a solid oxide fuel cell power generation device achieving high efficiency and high output at low cost, a solid oxide fuel cell power generation device capable of using liquid fuel and suppressing deposition of carbon due to carbonization of fuel gas in an electrode or the like of a power generation body, and a solid oxide fuel cell power generation device capable of using the deposited carbon as fuel and generating power again by using the liquid fuel after the deposited carbon has been consumed. <P>SOLUTION: In the power generation device, a power generation part 54 is disposed at the center part of a heating furnace 11, and an injector 55 spraying liquid fuel into a second reaction chamber 22 is connected to the bottom of the second reaction chamber 22 to spray the liquid fuel toward a power generation body 10. The reaction chamber 22 is tightly closed and temperature in the reaction chamber is controlled. <P>COPYRIGHT: (C)2010,JPO&amp;INPIT

Description

本発明は、例えば固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ：Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）の発電体を用いて発電を行う発電装置に関するものである。   The present invention relates to a power generation apparatus that generates power using, for example, a power generation body of a solid oxide fuel cell (SOFC).

従来から、燃料電池の電解質にセラミックス系の固体電解質を用い、この固体電解質膜を燃料極と空気極とで両側から挟んでセルを形成した固体酸化物型燃料電池（以下、ＳＯＦＣという）が知られている。   Conventionally, there has been known a solid oxide fuel cell (hereinafter referred to as SOFC) in which a ceramic solid electrolyte is used as an electrolyte of a fuel cell and a cell is formed by sandwiching the solid electrolyte membrane between a fuel electrode and an air electrode from both sides. It has been.

このＳＯＦＣにおいては、以下に示すようなメリットがある。
まず、ダイレクト・メタノール型燃料電池等の固体高分子型燃料電池に比べ出力密度が高く、発電効率が高い。また、燃料ガスとして水素ガス以外に一酸化炭素やメタン等、炭化水素系全般をそのまま利用できる。さらに、作動温度が８００〜１０００℃程度と高いため、反応にＰｔ（白金）のように高価な触媒を利用せずに済む。 This SOFC has the following merits.
First, the power density is higher and the power generation efficiency is higher than solid polymer fuel cells such as direct methanol fuel cells. In addition to hydrogen gas, all hydrocarbons such as carbon monoxide and methane can be used as they are as fuel gas. Furthermore, since the operating temperature is as high as about 800 to 1000 ° C., it is not necessary to use an expensive catalyst such as Pt (platinum) for the reaction.

ところで、ＳＯＦＣの燃料としては、燃料供給の容易さから天然ガス等のＨＣガス燃料をそのまま利用する構成が主流である。
しかしながら、ＨＣガス燃料は密度が低いため、高密度状態での可搬性が悪い。これに伴い、ＨＣガス燃料を貯蔵する燃料タンクの容積を大きく確保しなければならないという問題がある。さらに、ＨＣガス燃料の供給インフラが充分に整っていないという問題がある。 By the way, as the fuel of SOFC, the structure which uses HC gas fuels, such as natural gas, as it is, is mainstream from the ease of fuel supply.
However, since the density of HC gas fuel is low, the portability in a high density state is poor. Along with this, there is a problem that a large volume of the fuel tank for storing HC gas fuel must be secured. Furthermore, there is a problem that the infrastructure for supplying HC gas fuel is not sufficiently prepared.

そこで、ＳＯＦＣの燃料として、ＨＣガス燃料に比べて密度が高く、供給インフラも整っているガソリン、ディーゼル燃料等の炭化水素系液体燃料（ＨＣ液体燃料）を用いるような構成が知られている。
このような構成としては、ＨＣ液体燃料中に窒素や二酸化炭素を供給（バブリング）し、これら窒素や二酸化炭素とともに蒸発するＨＣガス燃料を取り出し、ＳＯＦＣに供給する構成（第１従来技術）が知られている。また、例えば特許文献１に示すように、インジェクターから噴霧されたＨＣ液体燃料を気相気化させる燃料気化器と、ＨＣ液体燃料から水素を含む燃料ガスを生成する改質器とを備え、燃料ガス化したＨＣガス燃料をＳＯＦＣへ供給するような構成（第２従来技術）が知られている。 Therefore, a configuration is known in which a hydrocarbon-based liquid fuel (HC liquid fuel) such as gasoline or diesel fuel, which has a higher density than HC gas fuel and has a sufficient supply infrastructure, is used as SOFC fuel.
As such a configuration, there is known a configuration (first prior art) in which nitrogen or carbon dioxide is supplied (bubbled) into the HC liquid fuel, HC gas fuel evaporated together with the nitrogen and carbon dioxide is taken out, and supplied to the SOFC. It has been. Further, for example, as shown in Patent Document 1, a fuel vaporizer that vaporizes HC liquid fuel sprayed from an injector, and a reformer that generates a fuel gas containing hydrogen from the HC liquid fuel are provided. A configuration (second prior art) is known in which the liquefied HC gas fuel is supplied to the SOFC.

特開２００２−２４６０４７号公報JP 2002-246047 A

しかしながら、上述のＨＣ液体燃料を用いるＳＯＦＣの構成にあっては、以下に示すような問題がある。
前者（第１従来技術）の場合では、ＳＯＦＣに供給される燃料ガスは、ＨＣ液体燃料から蒸発したＨＣガス燃料と窒素、二酸化炭素等との混合ガスであるため、ＳＯＦＣに供給されるＨＣガス燃料が希薄であり、ＳＯＦＣの出力が低くなるという問題がある。
また、後者（第２従来技術）の場合では、改質器自体の値段が高く、コスト増を招く原因となる。 However, the SOFC configuration using the above-described HC liquid fuel has the following problems.
In the former case (first prior art), the fuel gas supplied to the SOFC is a mixed gas of HC gas fuel evaporated from the HC liquid fuel and nitrogen, carbon dioxide, etc., so the HC gas supplied to the SOFC There is a problem that the fuel is lean and the output of SOFC is low.
In the latter case (second prior art), the price of the reformer itself is high, which causes an increase in cost.

さらに、これら従来技術にあっては、ＨＣガス燃料を燃料ガス化した状態で、６００℃〜９００℃程度の電極に移動させる。ところが、ＨＣガス燃料の流速は遅いため、移動中に６００℃程度の炭素析出温度領域に滞在する時間が長くなり、ＨＣガス燃料が炭化してＨＣガス燃料の供給配管や電極に炭素が析出する。炭素が供給配管に析出すると、供給配管が目詰まりする一方、ＳＯＦＣの電極に析出すると、触媒の活性が失われてＳＯＦＣが劣化したりする虞がある。   Furthermore, in these prior arts, the HC gas fuel is moved to an electrode of about 600 ° C. to 900 ° C. in a state of being converted into fuel gas. However, since the flow rate of the HC gas fuel is slow, the time during which the HC gas fuel stays in the carbon deposition temperature range of about 600 ° C. is increased, and the HC gas fuel is carbonized to deposit carbon on the supply pipes and electrodes of the HC gas fuel. . When carbon is deposited on the supply pipe, the supply pipe is clogged, while when the carbon is deposited on the SOFC electrode, the activity of the catalyst is lost and the SOFC may be deteriorated.

そこで、本発明は、上述した事情に鑑みてなされたものであって、低コストで高効率高出力な固体酸化物型燃料電池の発電装置を提供するものである。また、液体燃料を使用することが可能であり、発電体の電極等における燃料ガスの炭化による炭素の析出を抑えることが可能な固体酸化物型燃料電池の発電装置を提供するものである。さらに、析出した炭素を燃料とすることが可能で、析出炭素を消費した後は再び液体燃料で発電することができる固体酸化物型燃料電池の発電装置を提供するものである。   Accordingly, the present invention has been made in view of the above-described circumstances, and provides a power generation apparatus for a solid oxide fuel cell that is low in cost and high in efficiency and high in output. It is another object of the present invention to provide a power generator for a solid oxide fuel cell that can use liquid fuel and can suppress carbon deposition due to carbonization of fuel gas at an electrode of a power generator. Furthermore, the present invention provides a power generator for a solid oxide fuel cell that can use precipitated carbon as a fuel, and can generate power again with liquid fuel after the deposited carbon is consumed.

上記の課題を解決するために、請求項１に記載した発明は、固体酸化物型燃料電池の発電体（例えば、実施形態における発電体１０）の一方の電極（例えば、実施形態における空気極８）に酸化剤ガス（例えば、実施形態における酸化剤ガス）を供給し、該一方の電極において前記酸化剤ガスを反応させる第１反応室（例えば、実施形態における反応室４２）と、前記発電体の他方の電極（例えば、実施形態における燃料極７）に燃料ガスを供給し、該他方の電極において前記燃料ガスを反応させる第２反応室（例えば、実施形態における反応室２２）と、前記第１反応室及び前記第２反応室を、温度制御可能な加熱炉（例えば、実施形態における加熱炉１１）内に設け、前記酸化剤ガスと前記燃料ガスとが前記発電体で反応する際に発電される発電装置（例えば、実施形態における発電装置１）であって、前記第２反応室に、前記他方の電極に向けて液体燃料を噴射するインジェクター（例えば、実施形態におけるインジェクター５５）を接続し、該インジェクターから噴射される前記液体燃料を前記加熱炉の温度制御により燃料ガス化させるガス化区間（例えば、実施形態におけるガス化区間Ｌ３）を、前記第２反応室に設定したことを特徴とする。 In order to solve the above problems, the invention described in claim 1 is directed to one electrode (for example, the air electrode 8 in the embodiment) of the power generation body (for example, the power generation body 10 in the embodiment) of the solid oxide fuel cell. ) Is supplied with an oxidant gas (for example, the oxidant gas in the embodiment), and the first reaction chamber (for example, the reaction chamber 42 in the embodiment) in which the oxidant gas is reacted at the one electrode, and the power generator A second reaction chamber (for example, the reaction chamber 22 in the embodiment) for supplying fuel gas to the other electrode (for example, the fuel electrode 7 in the embodiment) and reacting the fuel gas in the other electrode; One reaction chamber and the second reaction chamber are provided in a temperature-controllable heating furnace (for example, the heating furnace 11 in the embodiment), and power is generated when the oxidant gas and the fuel gas react with each other in the power generator. The That the power generation device (for example, power generating apparatus 1 in the embodiment) A, the second reaction chamber, connects the injector for injecting liquids fuel toward the other electrode (e.g., an injector 55 in the embodiment) The gasification section (for example, the gasification section L3 in the embodiment) in which the liquid fuel injected from the injector is gasified by temperature control of the heating furnace is set in the second reaction chamber. To do.

請求項２に記載した発明は、前記インジェクターは、前記液体燃料をパルス噴射することを特徴とする。   The invention described in claim 2 is characterized in that the injector pulse-injects the liquid fuel.

請求項３に記載した発明は、前記燃料ガスは、水蒸気を含まないドライ炭化水素燃料であり、前記燃料ガスのうち、固体炭素以外の成分を燃料源として、前記酸化剤ガスと反応させることにより発電を行う燃料ガス消費モード（例えば、実施形態におけるＤＯモード）を有することを特徴とする。 According to a third aspect of the present invention, the fuel gas is a dry hydrocarbon fuel that does not contain water vapor. By reacting the fuel gas with a component other than solid carbon as a fuel source, the fuel gas is reacted with the oxidant gas. It has the fuel gas consumption mode (for example, DO mode in embodiment) which performs electric power generation, It is characterized by the above-mentioned.

請求項４に記載した発明は、前記燃料ガスは、固体炭素を含む燃料ガスとし、前記燃料ガスの炭化により前記第２反応室内に析出した固体炭素を燃料源として消費するべく、前記第２反応室内を閉塞した状態で、前記加熱炉の温度を所定温度に制御する析出炭素消費モードを有することを特徴とする。 According to a fourth aspect of the present invention, the fuel gas is a fuel gas containing solid carbon, and the second reaction is performed in order to consume the solid carbon deposited in the second reaction chamber by carbonization of the fuel gas as a fuel source. It has a precipitated carbon consumption mode in which the temperature of the heating furnace is controlled to a predetermined temperature while the room is closed.

請求項５に記載した発明は、前記燃料ガスは、固体炭素を含む燃料ガスとし、前記燃料ガスの炭化により前記第２反応室内に、固体炭素が所定値以上析出したか否かを判断するための炭素析出判断手段（例えば、実施形態における電圧計）と、前記炭素析出判断手段の判断結果に基づいて、発電モードの切替制御を行う制御部（例えば、実施形態における制御盤）とを備え、前記制御部は、前記炭素析出判断手段により固体炭素の析出量が所定値未満と判断された場合に、前記燃料ガスのうち、固体炭素以外の成分を燃料源として発電を行う燃料ガス消費モードと、固体炭素の析出量が所定値以上と判断された場合に、前記第２反応室内に析出した固体炭素を燃料源として発電を行う析出炭素消費モードとを切り替えることを特徴とする。 According to a fifth aspect of the present invention, the fuel gas is a fuel gas containing solid carbon, and it is determined whether or not the solid carbon is precipitated in the second reaction chamber by a carbonization of the fuel gas. A carbon deposition determination means (for example, a voltmeter in the embodiment) and a control unit (for example, a control panel in the embodiment) that performs switching control of the power generation mode based on the determination result of the carbon deposition determination means, The control unit includes a fuel gas consumption mode in which power generation is performed using a component other than solid carbon as a fuel source in the fuel gas when the carbon deposition determination unit determines that the amount of solid carbon deposited is less than a predetermined value. When the amount of solid carbon deposited is determined to be equal to or greater than a predetermined value, the mode is switched to a deposited carbon consumption mode in which power generation is performed using solid carbon deposited in the second reaction chamber as a fuel source.

請求項１に記載した発明によれば、インジェクターから噴霧される液体燃料を燃料ガス化させるガス化区間を、第２反応室内に設定することで、このガス化区間に到達するまでの領域では、液体燃料の状態（例えば、液柱状態や液滴状態）で燃料を移動させることができる。これにより、燃料を発電体まで到達させる際の物質移動を容易に行うことができる。さらに、液体燃料はガス燃料に比べ密度が高く運動量の拡散が少ないため、発電体の近傍で燃料を燃料ガス化させることで、発電体に高濃度なガス燃料を供給することができる。したがって、高出力な固体型酸化物燃料電池の発電装置を提供することができる。
しかも、液体燃料が燃料ガス化して発電体に到達するまでの時間、つまりガス燃料として滞在する滞在時間を短縮することが可能なため、ガス燃料の炭化による固体炭素の析出を抑えることができる。 According to the invention described in claim 1, by setting the gasification section for fuel gasifying the liquid fuel sprayed from the injector in the second reaction chamber, in the area until reaching the gasification section, The fuel can be moved in a liquid fuel state (for example, a liquid column state or a droplet state). Thereby, the mass transfer when the fuel reaches the power generation body can be easily performed. Furthermore, since liquid fuel has a higher density and less momentum diffusion than gas fuel, high-concentration gas fuel can be supplied to the power generation body by converting the fuel into fuel gas in the vicinity of the power generation body. Therefore, it is possible to provide a power generator for a solid oxide fuel cell with high output.
In addition, since it is possible to shorten the time until the liquid fuel is converted into fuel gas and reaches the power generator, that is, the staying time as the gas fuel, it is possible to suppress solid carbon deposition due to carbonization of the gas fuel.

請求項２に記載した発明によれば、パルス噴射により所定間隔毎に液体燃料を噴霧することで、第２反応室内の燃料ガス濃度、温度等のパラメータに応じて液体燃料の噴射量や噴射時間を容易に調整することができるため、液体燃料を連続的に噴霧する場合に比べて、未反応の燃料ガスの残存を抑制して発電効率を向上させることができる。   According to the invention described in claim 2, by spraying the liquid fuel at predetermined intervals by pulse injection, the injection amount and the injection time of the liquid fuel according to parameters such as the fuel gas concentration and temperature in the second reaction chamber. Therefore, compared with the case where liquid fuel is continuously sprayed, the remaining unreacted fuel gas can be suppressed and the power generation efficiency can be improved.

請求項３に記載した発明によれば、第２反応室にドライ炭化水素燃料を供給することで、従来のように改質器を用いて改質を行う構成に比べて、低コストな発電装置を提供することができる。   According to the third aspect of the present invention, the dry hydrocarbon fuel is supplied to the second reaction chamber, thereby reducing the cost of the power generation device as compared with the conventional configuration in which reforming is performed using the reformer. Can be provided.

請求項４に記載した発明によれば、仮に第２反応室内において燃料ガスから固体炭素が析出した場合であっても、燃料ガス経路を封鎖して第２反応室内を密閉状態にすることで、析出した固体炭素が酸化する際に発電を行うことができる。これに伴って、析出した固体炭素を除去することが可能になる。つまり、万が一第２反応室内に固体炭素が析出した場合であっても、この固体炭素をエネルギー源として利用しつつ除去することができる。 According to the invention described in claim 4, even if solid carbon is deposited from the fuel gas in the second reaction chamber, by closing the fuel gas path and sealing the second reaction chamber, Power generation can be performed when the precipitated solid carbon is oxidized. Along with this, the precipitated solid carbon can be removed. That is, even if the solid carbon is precipitated in the unlikely event the second reaction chamber can be removed while using the solid carbon as an energy source.

請求項５に記載した発明によれば、制御部によって発電モードの切替運転を行うことで、燃料ガス消費モードでは燃料分解ガス中に含まれる固体炭素以外のＨ２，ＣＯ，ＣＨ４等の成分を、析出炭素消費モードでは第２反応室内に析出された固体炭素をそれぞれ燃料源として発電を行うことができる。したがって、未反応の燃料ガスの残存を抑制して、効率的に、かつ連続的に発電を行うことができるため、発電効率を向上させることができる。 According to the fifth aspect of the present invention, components such as H 2 , CO, and CH 4 other than solid carbon contained in the fuel decomposition gas in the fuel gas consumption mode are obtained by performing the operation for switching the power generation mode by the control unit. In the precipitated carbon consumption mode, power generation can be performed using solid carbon deposited in the second reaction chamber as a fuel source. Therefore, it is possible to generate power efficiently and continuously while suppressing the remaining of unreacted fuel gas, so that power generation efficiency can be improved.

本発明の第１実施形態における発電装置の概略構成図である。It is a schematic block diagram of the electric power generating apparatus in 1st Embodiment of this invention. 起動準備から発電開始までの各バルブ、ヒーター、エアポンプ、インジェクター、熱交換器の動作タイミングの関係を示すタイミングチャートである。It is a timing chart which shows the relationship of the operation timing of each valve, a heater, an air pump, an injector, and a heat exchanger from starting preparations to power generation start. ＤＯモードにおける通常発電時から熱自立発電に至るまでの各種機器の動作タイミングの関係を示すタイミングチャートである。It is a timing chart which shows the relationship of the operation timing of various apparatuses from the time of the normal power generation in DO mode to thermal self-sustained power generation. ＤＯモードからＤＣモードへの移行時の各種機器の動作タイミングの関係を示すタイミングチャートである。It is a timing chart which shows the relationship of the operation timing of various apparatuses at the time of transfer from DO mode to DC mode. 発電装置１を停止させる場合における各種機器の動作タイミングを示すタイミングチャートである。It is a timing chart which shows the operation timing of various equipment in the case of stopping power generator 1. 発電装置の要部拡大断面図である。It is an important section expanded sectional view of a power generator. 時間に対する燃料噴霧量を示すグラフである。It is a graph which shows the fuel spray amount with respect to time. 時間に対する発電量（電圧）を示すグラフである。It is a graph which shows the electric power generation amount (voltage) with respect to time. 発電部の断面図であり、ＤＣモード発電時における発電部の挙動を示す説明図である。It is sectional drawing of an electric power generation part, and is explanatory drawing which shows the behavior of an electric power generation part at the time of DC mode electric power generation. 本発明の第１変形例における発電装置の時間に対する燃料噴霧量を示すグラフである。It is a graph which shows the fuel spray amount with respect to time of the electric power generating apparatus in the 1st modification of this invention. 本発明の第１変形例における発電装置の時間に対する電圧を示すグラフである。It is a graph which shows the voltage with respect to time of the electric power generating apparatus in the 1st modification of this invention. 本発明の第２変形例における発電装置の時間に対する燃料噴霧量を示すグラフである。It is a graph which shows the fuel spray amount with respect to time of the electric power generating apparatus in the 2nd modification of this invention. 本発明の第２変形例における発電装置の時間に対する電圧を示すグラフである。It is a graph which shows the voltage with respect to time of the electric power generating apparatus in the 2nd modification of this invention. 本発明の第２実施形態における発電装置の概略構成図である。It is a schematic block diagram of the electric power generating apparatus in 2nd Embodiment of this invention. 本発明の第３実施形態における発電装置の概略構成図である。It is a schematic block diagram of the electric power generating apparatus in 3rd Embodiment of this invention. 本発明の第４実施形態における発電装置の概略構成図である。It is a schematic block diagram of the electric power generating apparatus in 4th Embodiment of this invention. 本発明の第４実施形態における発電部の拡大断面図である。It is an expanded sectional view of the electric power generation part in 4th Embodiment of this invention. 発電部にガス燃料を供給した場合における、発電部の長さ方向の位置に対する第２反応室内の燃料濃度、及び発電部内の温度を示すグラフである。It is a graph which shows the fuel density | concentration in the 2nd reaction chamber with respect to the position of the length direction of a power generation part at the time of supplying gas fuel to a power generation part, and the temperature in a power generation part. 発電部にガス燃料を供給した場合における、発電部の長さ方向の位置に対する電気変換効率及び出力を示すグラフである。It is a graph which shows the electrical conversion efficiency and output with respect to the position of the length direction of a power generation part at the time of supplying gas fuel to a power generation part. 発電部に液体燃料を供給した場合における、発電部の長さ方向の位置に対する第２反応室内の燃料濃度、及び発電部内の温度を示すグラフである。It is a graph which shows the fuel density | concentration in the 2nd reaction chamber with respect to the position of the length direction of a power generation part at the time of supplying liquid fuel to a power generation part, and the temperature in a power generation part. 発電部に液体燃料を供給した場合における、発電部の長さ方向の位置に対する電気変換効率及び出力を示すグラフである。It is a graph which shows the electrical conversion efficiency and output with respect to the position of the length direction of a power generation part at the time of supplying liquid fuel to a power generation part.

（発電装置）
次に、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。図１は発電装置の概略構成図である。
図１に示すように、発電装置１は、ＳＯＦＣの発電体１０を用いて発電を行うものであって、加熱炉１１を備えている。
加熱炉１１内には、加熱炉１１内の温度制御を行うためのヒーター（不図示）が設けられている。このヒーターとしては、燃料を燃焼させて熱を得るボイラーや、電気ヒーター等が好適に用いられる。なお、電気ヒーターを用いる場合には、発電装置１で発電した電気をそのまま用いることも可能である。本実施形態では、加熱炉１１内の中央部に例えば８００℃〜９００℃程度の均熱帯を形成することが可能である。 (Power generation device)
Next, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a power generator.
As shown in FIG. 1, the power generation apparatus 1 generates power using a SOFC power generation body 10 and includes a heating furnace 11.
A heater (not shown) for controlling the temperature in the heating furnace 11 is provided in the heating furnace 11. As this heater, a boiler that obtains heat by burning fuel, an electric heater, or the like is preferably used. In addition, when using an electric heater, it is also possible to use the electric power generated with the power generator 1 as it is. In this embodiment, it is possible to form a soaking zone of, for example, about 800 ° C. to 900 ° C. in the central portion in the heating furnace 11.

加熱炉１１内には、加熱炉１１の上側（図１中上側）に配置され酸化剤ガスが流通する酸化剤ガス流通系４０と、加熱炉１１の下側（図１中下側）に配置され燃料ガスが流通する燃料ガス流通系２０と、酸化剤ガス流通系４０と燃料ガス流通系２０との間に挟みこまれた発電体１０とが設けられている。   In the heating furnace 11, an oxidant gas circulation system 40 that is disposed on the upper side of the heating furnace 11 (upper side in FIG. 1) and through which the oxidant gas circulates is disposed on the lower side of the heating furnace 11 (lower side in FIG. 1). The fuel gas distribution system 20 through which the fuel gas flows and the power generator 10 sandwiched between the oxidant gas distribution system 40 and the fuel gas distribution system 20 are provided.

発電体１０は、円板形状のものであり、ＹＳＺ（Ｙｔｔｒｉａ Ｓｔａｂｉｌｉｚｅｄ Ｚｉｒｃｏｎｉａ）等からなる固体電解質膜９と、この固体電解質膜９を表裏面から挟むように空気極８と、燃料極７とを備えている。なお、空気極８の形成材料としては、例えばガドリニウム系の材料とＹＳＺとの焼結体が用いられる。一方、燃料極７の形成材料としては、例えばニッケルとＹＳＺとの焼結体が用いられる。   The power generation body 10 has a disk shape, and includes a solid electrolyte membrane 9 made of YSZ (Ytria Stabilized Zirconia) or the like, and an air electrode 8 and a fuel electrode 7 so as to sandwich the solid electrolyte membrane 9 from the front and back surfaces. I have. As a material for forming the air electrode 8, for example, a sintered body of a gadolinium-based material and YSZ is used. On the other hand, as a material for forming the fuel electrode 7, for example, a sintered body of nickel and YSZ is used.

酸化剤ガス流通系４０は、発電体１０に向けて酸化剤ガスを供給する酸化剤ガス供給路４１と、発電体１０の空気極８において酸化剤ガスを反応させる第１反応室４２と、第１反応室４２内から酸化剤ガスの排ガスを排出する酸化剤ガス排出路４３とが連通可能に構成されている。
酸化剤ガス供給路４１は、耐熱性、低熱伝導率、透明等を有する構成材料として、例えば石英ガラス等からなる管状のものであり、加熱炉１１の一端側の端面から加熱炉１１内に挿通され、加熱炉１１内を長手方向に沿って延在している。酸化剤ガス供給路４１の一端側（上流側）には、加熱炉１１の外側でエアポンプ４４に接続されており、このエアポンプ４４からから酸素や空気等の酸化剤ガスが供給されるようになっている。 The oxidant gas flow system 40 includes an oxidant gas supply path 41 that supplies an oxidant gas toward the power generation body 10, a first reaction chamber 42 that causes the oxidant gas to react in the air electrode 8 of the power generation body 10, An oxidant gas discharge path 43 for discharging the oxidant gas exhaust gas from the inside of one reaction chamber 42 is configured to be able to communicate.
The oxidant gas supply path 41 is a tubular material made of, for example, quartz glass as a constituent material having heat resistance, low thermal conductivity, transparency, and the like, and is inserted into the heating furnace 11 from the end face on one end side of the heating furnace 11. And extends in the heating furnace 11 along the longitudinal direction. One end side (upstream side) of the oxidant gas supply path 41 is connected to an air pump 44 outside the heating furnace 11, and an oxidant gas such as oxygen or air is supplied from the air pump 44. ing.

また、加熱炉１１内において、酸化剤ガス供給路４１には、熱交換器（Ｈ＿Ｅｘ）４５が接続されている。この熱交換器４５は、エアポンプ４４から供給されて酸化剤ガス供給路４１を流通する酸化剤ガスと、第１反応室４２において発電に供された酸化剤ガスの排ガスとの間で熱交換を行い、酸化剤ガスの温度を制御（昇温）するためのものである。さらに、酸化剤ガス供給路４１における熱交換器４５よりも下流側には、酸化剤ガス供給路４１内を封鎖可能な供給側バルブ（Ｖａ＿ｉｎ）４６が設けられている。   In the heating furnace 11, a heat exchanger (H_Ex) 45 is connected to the oxidant gas supply path 41. The heat exchanger 45 exchanges heat between the oxidant gas supplied from the air pump 44 and flowing through the oxidant gas supply path 41 and the exhaust gas of the oxidant gas used for power generation in the first reaction chamber 42. This is for controlling (heating) the temperature of the oxidant gas. Further, a supply side valve (Va_in) 46 capable of sealing the inside of the oxidant gas supply path 41 is provided downstream of the heat exchanger 45 in the oxidant gas supply path 41.

そして、酸化剤ガス供給路４１の他端側（下流側）には、加熱炉１１の中央部の均熱帯において、石英ガラス等からなる第１反応室４２が接続されている。この第１反応室４２は、下方に向けて開口する有底筒状のものであり、その軸方向と加熱炉１１の高さ方向（図１中上下方向）とが一致した状態で配置されている。   A first reaction chamber 42 made of quartz glass or the like is connected to the other end side (downstream side) of the oxidant gas supply path 41 in the soaking zone at the center of the heating furnace 11. The first reaction chamber 42 has a bottomed cylindrical shape that opens downward, and is arranged in a state in which the axial direction thereof coincides with the height direction of the heating furnace 11 (vertical direction in FIG. 1). Yes.

酸化剤ガス排出路４３は、酸化剤ガス供給路４１と同様に石英ガラス等からなる管状のものであり、第１反応室４２を間に挟んで酸化剤ガス供給路４１の反対側に接続され、第１反応室４２内で発電に供された酸化剤ガスの排ガスが流通するようになっている。酸化剤ガス排出路４３には、酸化剤ガス排出路４３内を封鎖可能な排出側バルブ（Ｖａ＿ｏｕｔ）４７が設けられている。すなわち、この排出側バルブ４７と上述した供給側バルブ４６とを閉塞することで、第１反応室４２内が封鎖されるようになっている。そして、酸化剤ガス排出路４３の他端側（下流側）には、熱交換器４５へ供給する排ガスの温度を昇温するための高温空気燃焼器４８が接続されている。   The oxidant gas discharge passage 43 is a tubular tube made of quartz glass or the like, like the oxidant gas supply passage 41, and is connected to the opposite side of the oxidant gas supply passage 41 with the first reaction chamber 42 interposed therebetween. The exhaust gas of the oxidant gas used for power generation circulates in the first reaction chamber 42. The oxidant gas discharge path 43 is provided with a discharge side valve (Va_out) 47 that can seal the inside of the oxidant gas discharge path 43. That is, the inside of the first reaction chamber 42 is sealed by closing the discharge side valve 47 and the supply side valve 46 described above. A high-temperature air combustor 48 for increasing the temperature of the exhaust gas supplied to the heat exchanger 45 is connected to the other end side (downstream side) of the oxidant gas discharge path 43.

そして、高温空気燃焼器４８には、加熱炉１１の上部から加熱炉１１外に引き出され、酸化剤ガス及び燃料ガスの排ガスが流通する排ガス排出路５０が接続されている。排ガス排出路５０には、排ガスの流路を切替可能な２方弁（Ｖ＿ＨＥｘ）５１が接続されており、２方弁５１の切替制御を行うことにより、第１反応室４２内に供給される酸化剤ガスの温度を調整できるようになっている。すなわち、酸化剤ガスの昇温が必要な場合には、排ガスを熱交換器４５に流通させた後に外部に排出する一方、酸化剤ガスの昇温の必要がない場合には、排ガス排出路５０から排ガスを直接外部に排出するようになっている。   The high-temperature air combustor 48 is connected to an exhaust gas discharge path 50 that is drawn from the upper part of the heating furnace 11 to the outside of the heating furnace 11 and through which exhaust gas of oxidant gas and fuel gas flows. A two-way valve (V_HEx) 51 capable of switching the exhaust gas flow path is connected to the exhaust gas discharge path 50, and is supplied into the first reaction chamber 42 by performing switching control of the two-way valve 51. The temperature of the oxidant gas can be adjusted. That is, when it is necessary to raise the temperature of the oxidant gas, the exhaust gas is circulated through the heat exchanger 45 and then discharged to the outside. On the other hand, when it is not necessary to raise the temperature of the oxidant gas, the exhaust gas discharge path 50 The exhaust gas is discharged directly from the outside.

一方、燃料ガス流通系２０は、発電体１０に向けて燃料ガスが供給され、発電体１０（燃料極７）において燃料ガスを反応させる第２反応室２２と、第２反応室２２内から燃料ガスの排ガス（例えば、二酸化炭素、水、未反応の燃料ガス等）を排出する燃料ガス排出路２３とが連通可能に構成されている。   On the other hand, the fuel gas distribution system 20 is supplied with fuel gas toward the power generation body 10, and reacts with the fuel gas in the power generation body 10 (fuel electrode 7), and fuel from the second reaction chamber 22. A fuel gas discharge path 23 for discharging gas exhaust gas (for example, carbon dioxide, water, unreacted fuel gas, etc.) is configured to be able to communicate.

第２反応室２２は、石英ガラス等からなる有底筒状のものであり、一端側（下側）に形成された小径部２２ａと、他端側（上側）に形成され、小径部２２ａよりも内径が拡大した大径部２２ｂとを有し、上方に向けて開口している。第２反応室２２は、その軸方向と加熱炉１１の高さ方向とが一致した状態で配置されている。具体的には、第２反応室２２の小径部２２ａにおける一端側（底部側）は、加熱炉１１の下部から外部に突出し、他端側は加熱炉１１内を望むように保持されている。これにより、第２反応室２２内において、第２反応室２２の底部側から開口側にかけて第２反応室２２の軸方向に沿って徐々に高温になるような温度勾配が形成される。また、第２反応室２２内には、第２反応室２２内の温度及び圧力を検出するための温度制御器５２及び圧力制御器５３が設けられている。そして、各反応室２２，４２により発電体１０を覆う空間が、本実施形態の発電部５４を構成している。なお、発電装置１は、発電された電圧を検出する電圧計（炭素析出判断手段）や、電圧を印加して電流を流すモータ等の負荷（不図示）も有している。   The second reaction chamber 22 has a bottomed cylindrical shape made of quartz glass or the like. The second reaction chamber 22 is formed on one end side (lower side) and on the other end side (upper side). Also has a large-diameter portion 22b with an enlarged inner diameter, and opens upward. The second reaction chamber 22 is arranged in a state where the axial direction thereof coincides with the height direction of the heating furnace 11. Specifically, one end side (bottom side) of the small diameter portion 22a of the second reaction chamber 22 protrudes from the lower portion of the heating furnace 11 and the other end side is held as desired in the heating furnace 11. Thereby, a temperature gradient is formed in the second reaction chamber 22 so as to gradually increase in temperature along the axial direction of the second reaction chamber 22 from the bottom side of the second reaction chamber 22 to the opening side. A temperature controller 52 and a pressure controller 53 for detecting the temperature and pressure in the second reaction chamber 22 are provided in the second reaction chamber 22. And the space which covers the electric power generation body 10 by each reaction chamber 22 and 42 comprises the electric power generation part 54 of this embodiment. The power generation apparatus 1 also includes a load (not shown) such as a voltmeter (carbon deposition determination means) that detects the generated voltage and a motor that applies a voltage to flow current.

燃料ガス排出路２３は、石英ガラス等からなる管状のものであり、第２反応室２２内で発電に供された燃料ガスの排ガスが流通するようになっている。燃料ガス排出路２３は、その一端が第２反応室２２に接続され、他端側（下流側）が上述した高温空気燃焼器４８を介して排ガス排出路５０に接続されている。すなわち、燃料ガスの排ガスは、高温空気燃焼器４８で酸化剤ガスの排ガスと合流し、排ガス中に含まれる未反応の燃料ガスが燃焼して酸化剤ガスの排ガスを昇温するようになっている。また、燃料ガス流通系２０における燃料ガス排出路２３には、反応室２２と高温空気燃焼器４８との間に燃料ガス流通系２０内（第２反応室２２から燃料ガス排出路２３内に至るまで）を封鎖可能な燃料側バルブ２７（Ｖｆ）が設けられている。   The fuel gas discharge passage 23 has a tubular shape made of quartz glass or the like, and the exhaust gas of the fuel gas supplied for power generation circulates in the second reaction chamber 22. One end of the fuel gas discharge path 23 is connected to the second reaction chamber 22, and the other end side (downstream side) is connected to the exhaust gas discharge path 50 via the high-temperature air combustor 48 described above. That is, the exhaust gas of the fuel gas is combined with the exhaust gas of the oxidant gas in the high-temperature air combustor 48, and the unreacted fuel gas contained in the exhaust gas burns to raise the temperature of the exhaust gas of the oxidant gas. Yes. Further, the fuel gas discharge path 23 in the fuel gas distribution system 20 is provided between the reaction chamber 22 and the high-temperature air combustor 48 in the fuel gas distribution system 20 (from the second reaction chamber 22 to the fuel gas discharge path 23). Is provided with a fuel side valve 27 (Vf).

ここで、第２反応室２２の底部には、インジェクター５５が連結されている。このインジェクター５５は、第２反応室２２の底部側から発電体１０に向けて液体燃料を噴霧するものであり、第２反応室２２の底部に接続され、その一端（噴霧側）が第２反応室２２の底部から第２反応室２２内を望むようにして保持されている。つまり、インジェクター５５は、小径部２２ａにおける加熱炉１１から突出した部分に接続されており、加熱炉１１の外部で保持されている。そして、インジェクター５５は、加熱炉１１の下方から上方に向けて加熱炉１１の高さ方向に沿って液体燃料を噴霧するように構成されている。   Here, an injector 55 is connected to the bottom of the second reaction chamber 22. The injector 55 sprays liquid fuel from the bottom side of the second reaction chamber 22 toward the power generator 10, and is connected to the bottom of the second reaction chamber 22, and one end (spray side) of the second reaction chamber 22 is the second reaction. The inside of the second reaction chamber 22 is held as desired from the bottom of the chamber 22. That is, the injector 55 is connected to a portion of the small diameter portion 22 a that protrudes from the heating furnace 11 and is held outside the heating furnace 11. The injector 55 is configured to spray the liquid fuel along the height direction of the heating furnace 11 from the lower side to the upper side of the heating furnace 11.

インジェクター５５の他端は、液体燃料供給路５６を介して燃料タンク５７に接続されている。この燃料タンク５７内には、アルコール、ガソリン、ディーゼル燃料等のＨＣ液体燃料が充填されている。また、インジェクター５５には、図示しない制御盤から出力される信号に基づいて、インジェクター５５からの液体燃料の噴霧量、噴霧間隔等を調整するためのインジェクター制御器（ＩＮＪ制御器）５８が接続されている。   The other end of the injector 55 is connected to a fuel tank 57 via a liquid fuel supply path 56. The fuel tank 57 is filled with HC liquid fuel such as alcohol, gasoline or diesel fuel. The injector 55 is connected to an injector controller (INJ controller) 58 for adjusting the spray amount, spray interval and the like of the liquid fuel from the injector 55 based on a signal output from a control panel (not shown). ing.

また、第２反応室２２には、加熱炉１１の外部において、イナートガスを供給するためのイナートガス供給路３０がイナートガスバルブ（Ｖｎ）３１を介して接続されている。イナートガス供給路３０の上流側には、イナートガスの供給源（不図示）が接続され、第２反応室２２内に向けて窒素（Ｎ２）等のイナートガスが供給されるようになっている。
なお、発電装置１は、各バルブ２７，３１，４６，４７の開閉制御や、２方弁５１の切替制御、加熱炉１１内の温度制御、圧力制御、インジェクター５５から噴霧量、噴霧間隔等の制御等を行う図示しない制御盤を備えている。 In addition, an inert gas supply path 30 for supplying an inert gas is connected to the second reaction chamber 22 via an inert gas valve (Vn) 31 outside the heating furnace 11. An inert gas supply source (not shown) is connected to the upstream side of the inert gas supply path 30, and an inert gas such as nitrogen (N 2 ) is supplied into the second reaction chamber 22.
In addition, the electric power generating apparatus 1 controls the opening / closing control of each valve 27, 31, 46, 47, the switching control of the two-way valve 51, the temperature control in the heating furnace 11, the pressure control, the spray amount from the injector 55, the spray interval, and the like. A control panel (not shown) that performs control and the like is provided.

（発電方法）
次に、上述した発電装置を用いた発電方法について説明する。ここで、本実施形態の発電装置では、燃料分解ガスに含まれる固体炭素以外のＨ２，ＣＯ，ＣＨ４等の成分を燃料源として発電を行うＤＯ（ダイレクト・オキシデーション）モード（燃料ガス消費モード）と、第２反応室２２内に析出される固体炭素を燃料源として発電を行うＤＣ（ダイレクト・カーボン）モード（析出炭素消費モード）と、の２つの発電モードを備えている。 (Power generation method)
Next, a power generation method using the above-described power generation apparatus will be described. Here, in the power generation apparatus of this embodiment, DO (direct oxidation) mode (fuel gas consumption) in which power generation is performed using components such as H 2 , CO, and CH 4 other than solid carbon contained in the fuel cracked gas as a fuel source. Mode) and a DC (direct carbon) mode (deposited carbon consumption mode) in which power is generated using solid carbon deposited in the second reaction chamber 22 as a fuel source.

（起動準備から発電開始まで）
図２は、起動準備から発電開始までの各バルブ、ヒーター、エアポンプ、インジェクター、熱交換器等（以下、各種機器という）の動作タイミングの関係を示すタイミングチャートである。
まず、図２に示すように、時間Ｔ１において、発電装置１を作動させて第２反応室２２内をＮ２置換する（置換工程）。具体的には、イナートガスバルブ３１を開放するとともに（時間Ｔ２）、燃料側バルブ２７を開放し（時間Ｔ３）、イナートガスの供給源から第２反応室２２内に向けてイナートガスを供給する。そして、制御盤は、所定時間経過後または第２反応室２２内の酸素濃度が所定値以下になったと判断した場合に、各バルブ３１，２７を閉塞し（時間Ｔ４，５）、供給源からイナートガスの供給を停止する。これにより、第２反応室２２内のＮ２置換が完了する。 (From start-up preparation to power generation start)
FIG. 2 is a timing chart showing the relationship of operation timings of valves, heaters, air pumps, injectors, heat exchangers and the like (hereinafter referred to as various devices) from preparation for starting up to the start of power generation.
First, as shown in FIG. 2, at time T1, the power generator 1 is operated to replace the inside of the second reaction chamber 22 with N 2 (replacement step). Specifically, the inert gas valve 31 is opened (time T2), the fuel side valve 27 is opened (time T3), and the inert gas is supplied from the supply source of the inert gas into the second reaction chamber 22. The control panel closes the valves 31 and 27 (time T4, 5) after a predetermined time has elapsed or when it is determined that the oxygen concentration in the second reaction chamber 22 has become a predetermined value or less. Stop the supply of inert gas. Thereby, N 2 substitution in the second reaction chamber 22 is completed.

次に、時間Ｔ６において、制御盤から加熱炉１１のヒーターに向けて昇温信号を出力し、ヒーターを作動させて加熱炉１１内を昇温する（昇温工程）。そして、加熱炉１１の中央部には所定の指示温度：Ｔｘ(約６００℃〜８００℃程度)の均熱帯を形成するとともに、均熱帯から加熱炉１１の外側に向かうにつれ、温度が低下するような温度勾配が生じる。なお、制御盤は、後述する熱自立に至るまで、加熱炉１１内の温度がＴｘに保たれるようにフィードバック制御を行う（図２中破線領域Ａ）。   Next, at time T6, a temperature raising signal is output from the control panel to the heater of the heating furnace 11, and the heater is operated to raise the temperature in the heating furnace 11 (temperature raising step). A soaking zone having a predetermined command temperature: Tx (about 600 ° C. to 800 ° C.) is formed in the central portion of the heating furnace 11, and the temperature decreases as it goes from the soaking zone to the outside of the heating furnace 11. A temperature gradient occurs. Note that the control panel performs feedback control so that the temperature in the heating furnace 11 is maintained at Tx until the thermal self-sustaining described later is reached (broken line area A in FIG. 2).

（ＤＯモード発電時）
次に、加熱炉１１内の温度がＴｘに到達したら、ＤＯモード発電を開始する。具体的には、制御盤は、エアポンプ４４を作動させ、第１反応室４２内に向けて酸化剤ガスを供給させる（時間Ｔ７）。また、供給側バルブ４６及び排出側バルブ４７を開放し（時間Ｔ８，９）、排ガスが熱交換器４５に向けて流れるように２方弁５１を切り替える（時間Ｔ１０）。なお、酸化剤ガスの供給圧は、大気圧より若干高く設定することが好ましい。
そして、時間Ｔ１１において、燃料タンク５７からインジェクター５５を介して、第１反応室２２内に向けて連続的に液体燃料を噴霧し始める。 (During DO mode power generation)
Next, when the temperature in the heating furnace 11 reaches Tx, DO mode power generation is started. Specifically, the control panel operates the air pump 44 to supply the oxidizing gas into the first reaction chamber 42 (time T7). Further, the supply side valve 46 and the discharge side valve 47 are opened (time T8, 9), and the two-way valve 51 is switched so that the exhaust gas flows toward the heat exchanger 45 (time T10). The supply pressure of the oxidant gas is preferably set slightly higher than atmospheric pressure.
At time T <b> 11, the liquid fuel starts to be sprayed continuously from the fuel tank 57 through the injector 55 toward the first reaction chamber 22.

ここで、エアポンプ４４から送出される酸化剤ガスは、酸化剤ガス供給路４１を通って第１反応室４２に供給される。
一方、インジェクター５５に供給された液体燃料は、第２反応室２２の底部側から発電体１０に向けて、つまり加熱炉１１の下方から上方に向けて垂直に噴霧される。 Here, the oxidant gas delivered from the air pump 44 is supplied to the first reaction chamber 42 through the oxidant gas supply path 41.
On the other hand, the liquid fuel supplied to the injector 55 is sprayed vertically from the bottom side of the second reaction chamber 22 toward the power generator 10, that is, from the bottom to the top of the heating furnace 11.

図６は、本発明の第１実施形態における発電装置の要部拡大断面図である。
そして、図６に示すように、インジェクター５５から噴霧された液体燃料は、加熱炉１１の高さ方向（第２反応室２２の軸方向）に沿って生じる温度勾配等により蒸発し、炭化水素ガス燃料（ＨＣガス燃料）に燃料ガス化されて発電体１０に到達する。具体的には、インジェクター５５から噴霧される液体燃料は、まず液柱の状態で噴霧される。すなわち、インジェクター５５の噴霧孔（不図示）近傍、例えば反応室２２の小径部２２ａ側において加熱炉１１の外部に突出している領域を、液柱区間Ｌ１として設定し、この液柱区間Ｌ１では液体燃料を液柱の状態で移動させる。 FIG. 6 is an enlarged cross-sectional view of a main part of the power generation device according to the first embodiment of the present invention.
As shown in FIG. 6, the liquid fuel sprayed from the injector 55 evaporates due to a temperature gradient or the like generated along the height direction of the heating furnace 11 (the axial direction of the second reaction chamber 22), and hydrocarbon gas The fuel gas is converted into fuel (HC gas fuel) and reaches the power generator 10. Specifically, the liquid fuel sprayed from the injector 55 is first sprayed in a liquid column state. That is, a region projecting outside the heating furnace 11 near the spray hole (not shown) of the injector 55, for example, on the small-diameter portion 22a side of the reaction chamber 22, is set as the liquid column section L1, and the liquid column section L1 is liquid. The fuel is moved in a liquid column state.

ところで、第２反応室２２の中途部、例えば小径部２２ａが加熱炉１１内に挿入されている領域（図６中液滴区間Ｌ２）では、第２反応室２２における液柱区間Ｌ１に比べ、第２反応室２２内の温度が高い。これにより、液柱状態で液滴区間Ｌ２に差し掛かった液体燃料は液柱状態から無数の液滴に***し、一部は蒸発する。
さらに、第２反応室２２の大径部２２ｂ、例えば加熱炉１１の中央部における均熱帯の領域（ガス化区間Ｌ３）では、第２反応室２２内の温度が液滴区間Ｌ２よりさらに高い。これにより、液滴状態でガス化区間Ｌ３に差し掛かった液体燃料は、発電体１０の近傍から発電体１０の燃料極７に到達する間で、全部が蒸発し燃料ガス化されて燃料ガスとなる。本実施形態では、第２反応室２２に液体燃料のみを供給しているため、液体燃料が燃料ガス化されることで、燃料ガスの成分中には水蒸気を含んでおらず、ドライ炭化水素のガス燃料となる。なお、上述した液柱区間Ｌ１、液滴区間Ｌ２、ガス化区間Ｌ３の調整は、反応室２２内の温度勾配の他に、反応室２２内の気体の温度、圧力、液体燃料の温度、粘性、インジェクター５５の噴孔径、噴霧圧力、気液表面張力等のパラメータを調整することにより適宜変更可能である。 By the way, in the middle part of the second reaction chamber 22, for example, in the region where the small diameter portion 22a is inserted into the heating furnace 11 (droplet section L2 in FIG. 6), compared to the liquid column section L1 in the second reaction chamber 22, The temperature in the second reaction chamber 22 is high. As a result, the liquid fuel that has reached the droplet section L2 in the liquid column state is split into innumerable droplets from the liquid column state, and a part thereof is evaporated.
Furthermore, in the large-diameter portion 22b of the second reaction chamber 22, for example, in a soaking zone (gasification section L3) in the center of the heating furnace 11, the temperature in the second reaction chamber 22 is higher than that of the droplet section L2. As a result, the liquid fuel that has reached the gasification section L3 in the form of liquid droplets is all evaporated and fuel gasified into fuel gas while reaching the fuel electrode 7 of the power generator 10 from the vicinity of the power generator 10. . In this embodiment, since only the liquid fuel is supplied to the second reaction chamber 22, the liquid fuel is converted into fuel gas, so that the components of the fuel gas do not contain water vapor, and the dry hydrocarbon It becomes gas fuel. The liquid column section L1, the droplet section L2, and the gasification section L3 described above are adjusted in addition to the temperature gradient in the reaction chamber 22, the temperature of the gas in the reaction chamber 22, the pressure, the temperature of the liquid fuel, and the viscosity. It can be changed as appropriate by adjusting parameters such as the nozzle hole diameter of the injector 55, the spray pressure, and the gas-liquid surface tension.

そして、第１反応室４２に供給された酸化剤ガスは、第１反応室４２の空気極８において触媒反応により酸素イオンとなる。すると、空気極８で発生した酸素イオンが、固体電解質膜９を透過して第２反応室２２の燃料極７まで移動する。
一方、インジェクター５５から噴霧された燃料は、上述したように液柱区間Ｌ１、液滴区間Ｌ２、ガス化区間Ｌ３を経て、燃料ガス化されて発電体１０の燃料極７に到達する。そして、燃料極７に到達した燃料ガスと、燃料極７まで移動した酸素イオンとが、燃料極７で反応する際に、電子を放出することで発電が行われる（Ｈ２＋Ｏ２−→Ｈ２Ｏ＋２ｅ−）。 The oxidant gas supplied to the first reaction chamber 42 becomes oxygen ions in the air electrode 8 of the first reaction chamber 42 by a catalytic reaction. Then, oxygen ions generated in the air electrode 8 pass through the solid electrolyte membrane 9 and move to the fuel electrode 7 in the second reaction chamber 22.
On the other hand, the fuel sprayed from the injector 55 passes through the liquid column section L1, the droplet section L2, and the gasification section L3 as described above, is converted into fuel gas, and reaches the fuel electrode 7 of the power generator 10. Then, when the fuel gas that has reached the fuel electrode 7 and the oxygen ions that have moved to the fuel electrode 7 react at the fuel electrode 7, electricity is generated by releasing electrons (H 2 + O 2− → H 2 O + 2e − ).

第２反応室２２内では、液体燃料が供給されたり、また液体燃料が気化して体積膨張したりすることで、第２反応室２２内の圧力が上昇する。そこで、制御盤は、発電時において第２反応室２２内の圧力が所定圧力Ｐｘ付近で維持されるように、燃料側バルブ２７の開閉をフィードバック制御（図２中破線領域Ｂ）するようになっている（時間Ｔ１２）。具体的には、圧力制御器５３で検出された圧力Ｐｆが、所定圧力Ｐｘより大きい場合（Ｐｆ＞Ｐｘ）、燃料側バルブ２７を開放して燃料ガス排出路２３から第２反応室２２内の燃料ガスの排ガスを排出する。そして、燃料側バルブ２７を開放した後、第２反応室２２内の圧力Ｐｆが再び所定圧力Ｐｘを下回ったら（Ｐ≦Ｐｘ）、再び燃料側バルブ２７を閉塞し、その後も燃料側バルブ２７の開閉を繰り返す。なお、本実施形態では、液体燃料の気化に伴う圧力上昇によって生じる乱流により、燃料ガスの燃料極７表面への輸送効果が高まる。そのため、同様な効果を得るために気化した燃料ガスを燃料極７まで高速送出する従来技術に比べ、高性能ポンプ等を用いる必要がないので、製造コスト及びメンテナンス負荷の削減、並びに装置の小型軽量化が可能になる。   In the second reaction chamber 22, the liquid fuel is supplied, or the liquid fuel is vaporized and expanded in volume, whereby the pressure in the second reaction chamber 22 increases. Therefore, the control panel performs feedback control (broken line region B in FIG. 2) to open and close the fuel side valve 27 so that the pressure in the second reaction chamber 22 is maintained near the predetermined pressure Px during power generation. (Time T12). Specifically, when the pressure Pf detected by the pressure controller 53 is larger than the predetermined pressure Px (Pf> Px), the fuel side valve 27 is opened and the fuel gas discharge passage 23 is opened in the second reaction chamber 22. Exhaust gas of fuel gas. Then, after the fuel side valve 27 is opened, when the pressure Pf in the second reaction chamber 22 again falls below the predetermined pressure Px (P ≦ Px), the fuel side valve 27 is closed again, and thereafter the fuel side valve 27 Repeat opening and closing. In the present embodiment, the effect of transporting the fuel gas to the surface of the fuel electrode 7 is enhanced by the turbulent flow generated by the pressure increase accompanying the vaporization of the liquid fuel. Therefore, compared to the prior art in which vaporized fuel gas is sent to the fuel electrode 7 at a high speed in order to obtain the same effect, it is not necessary to use a high performance pump or the like, so that the manufacturing cost and maintenance load are reduced, and the apparatus is small and light. Can be realized.

そして、第１反応室４２において発電に供された酸化剤ガスの排ガスは、酸化剤ガス排出路４３を通って高温空気燃焼器４８に供給される。
一方、第２反応室２２で発電に供された燃料ガスの排ガスも、燃料ガス排出路２３を通って酸化剤ガスと同様に高温空気燃焼器４８に供給される。高温空気燃焼器４８に燃料ガスの排ガスが供給されると、燃料ガスの排ガス中に含まれる未反応の燃料ガスが燃焼して酸化剤ガスの排ガスが昇温される。昇温された排ガスは、排ガス排出路５０を通って熱交換器４５に供給され、熱交換器４５において酸化剤ガス供給路４１内を流通する酸化剤ガスとの間で熱交換を行う。そして、酸化剤ガス供給路４１内を流通する酸化剤ガスは、熱交換器４５で昇温された状態で第１反応室４２に供給される一方、排ガスは排ガス排出路５０を通って外部に排出される。 The oxidant gas exhaust gas used for power generation in the first reaction chamber 42 is supplied to the high-temperature air combustor 48 through the oxidant gas discharge passage 43.
On the other hand, the exhaust gas of the fuel gas provided for power generation in the second reaction chamber 22 is also supplied to the high-temperature air combustor 48 through the fuel gas discharge path 23 in the same manner as the oxidant gas. When the fuel gas exhaust gas is supplied to the high-temperature air combustor 48, the unreacted fuel gas contained in the fuel gas exhaust gas burns, and the temperature of the oxidant gas exhaust gas is raised. The heated exhaust gas is supplied to the heat exchanger 45 through the exhaust gas discharge path 50, and heat exchange is performed with the oxidant gas flowing in the oxidant gas supply path 41 in the heat exchanger 45. The oxidant gas flowing in the oxidant gas supply path 41 is supplied to the first reaction chamber 42 while being heated by the heat exchanger 45, while the exhaust gas passes through the exhaust gas discharge path 50 to the outside. Discharged.

図３は、ＤＯモードにおける通常発電時から熱自立発電に至るまでの各種機器の動作タイミングの関係を示すタイミングチャートである。
ここで、本実施形態の発電装置１では、開回路電圧ＯＣＶが約０．７Ｖの状態で電流を流す（負荷をかける）。この場合、図３に示すように、電流を流した後も電圧が約０．７Ｖで維持できるように、制御盤は燃料ガス及び酸化剤ガスの供給流量を制御する（図２中破線領域Ｃ）。具体的には、制御盤は、第２反応室２２内の温度に応じた酸化剤ガス及び燃料ガスのマップを有しており、このマップに基づいて流量を算出する。そして、制御盤は、算出した流量に基づいて酸化剤ガス及び燃料ガスの流量を増減する（時間Ｔ１３，１４）。このように、開回路電圧ＯＣＶが０．７Ｖ程度になるように燃料ガス及び酸化剤ガスの供給流量を制御することで、発電体１０の膜劣化を抑制した上で、発電特性を良好に維持することができる。 FIG. 3 is a timing chart showing the relationship of operation timings of various devices from normal power generation to thermal self-sustained power generation in the DO mode.
Here, in the power generation device 1 of the present embodiment, a current is passed (load is applied) in a state where the open circuit voltage OCV is about 0.7V. In this case, as shown in FIG. 3, the control panel controls the supply flow rates of the fuel gas and the oxidant gas so that the voltage can be maintained at about 0.7 V even after the current is passed (broken line region C in FIG. 2). ). Specifically, the control panel has a map of the oxidant gas and the fuel gas corresponding to the temperature in the second reaction chamber 22, and calculates the flow rate based on this map. The control panel increases or decreases the flow rates of the oxidant gas and the fuel gas based on the calculated flow rates (time T13, 14). Thus, by controlling the supply flow rates of the fuel gas and the oxidant gas so that the open circuit voltage OCV is about 0.7 V, the film deterioration of the power generation body 10 is suppressed, and the power generation characteristics are maintained well. can do.

（熱自立発電）
ところで、本実施形態の発電装置１では、発電に関して発生する熱によって反応室２２，４２の温度が上昇する。この場合、発電を継続すると、発電量と放熱量がバランスし、発電が最適に行われる温度（例えば、所定温度Ｔｘ＝６００℃〜９００℃程度）で熱自立の状態になり、別途余分なエネルギーを消費することなく、反応室２２，４２内の温度が所定温度に維持され、保温された状態となる。 (Thermal independent power generation)
By the way, in the electric power generating apparatus 1 of this embodiment, the temperature of the reaction chambers 22 and 42 rises with the heat which generate | occur | produces regarding electric power generation. In this case, if the power generation is continued, the power generation amount and the heat radiation amount are balanced, and the heat generation becomes independent at a temperature at which the power generation is optimally performed (for example, the predetermined temperature Tx = 600 ° C. to 900 ° C.). The temperature in the reaction chambers 22 and 42 is maintained at a predetermined temperature without being consumed, so that the temperature is maintained.

そこで、発電を続けるうちに、図３に示すように、第２反応室２２内からの発熱により所定温度Ｔｘを維持するために必要なヒーター出力が減少する。そして、燃料ガス及び酸化剤ガスの供給流量が一定の状態で、所定温度Ｔｘを維持するための外部電力が不要になった時点で熱自立が完了したと判断する（時間Ｔ１５）。   Therefore, as the power generation continues, as shown in FIG. 3, the heater output required to maintain the predetermined temperature Tx decreases due to heat generated from the second reaction chamber 22. Then, when the supply flow rates of the fuel gas and the oxidant gas are constant, it is determined that the heat self-sustainment is completed when the external power for maintaining the predetermined temperature Tx becomes unnecessary (time T15).

熱自立完了後、要求出力（発電量）が増すと燃料ガス及び酸化剤ガスの供給流量を増加し、必要電力を維持するようにフィードバック制御を行う（時間Ｔ１６，１７）。この状態ではヒーターによる温度制御等の余分なエネルギーを消費することなく、上述したようなＤＯモード発電が行える。その後、時間Ｔ１８において、第２反応室２２内の温度を所定温度Ｔｘ付近で一定に維持するために、制御盤は２方弁５１の切替制御を行う（図３中破線領域Ｄ）。すなわち、出力増加に伴い第２反応室２２内の温度Ｔｃが所定温度Ｔｘよりも上昇した場合には、第１反応室４２内に供給される酸化剤ガスを冷却するために、熱交換器４５に排ガスを流通させずに直接外部に排出する。その後、第２反応室２２内の温度Ｔｃが所定温度Ｔｘ以下に低下した場合には、第１反応室４２に供給される酸化剤ガスを加熱するために、熱交換器４５に排ガスを流通させる。   When the required output (power generation amount) increases after completion of the heat self-supporting, the supply flow rate of the fuel gas and the oxidant gas is increased, and feedback control is performed so as to maintain the necessary power (time T16, 17). In this state, DO mode power generation as described above can be performed without consuming extra energy such as temperature control by the heater. Thereafter, at time T18, the control panel performs switching control of the two-way valve 51 in order to keep the temperature in the second reaction chamber 22 constant in the vicinity of the predetermined temperature Tx (broken line region D in FIG. 3). That is, when the temperature Tc in the second reaction chamber 22 rises from the predetermined temperature Tx as the output increases, the heat exchanger 45 is used to cool the oxidant gas supplied into the first reaction chamber 42. The exhaust gas is discharged directly to the outside without circulating it. Thereafter, when the temperature Tc in the second reaction chamber 22 falls below the predetermined temperature Tx, the exhaust gas is circulated through the heat exchanger 45 in order to heat the oxidant gas supplied to the first reaction chamber 42. .

なお、液体燃料が加熱により相変化しガス化する際には、第２反応室２２内の熱溜との熱交換が必要で、その際液体燃料の熱容量分の気化潜熱が第２反応室２２から奪われる。つまり、これによっても第２反応室２２が冷却される。したがって、第２反応室２２内の温度Ｔｃを、所定温度Ｔｘ付近により維持し易くなる。   When the liquid fuel undergoes phase change by heating and is gasified, heat exchange with the heat reservoir in the second reaction chamber 22 is necessary, and at that time, the latent heat of vaporization corresponding to the heat capacity of the liquid fuel is generated in the second reaction chamber 22. Deprived of. That is, the second reaction chamber 22 is also cooled by this. Therefore, it becomes easier to maintain the temperature Tc in the second reaction chamber 22 near the predetermined temperature Tx.

（ＤＣモード発電）
図９は、発電部の断面図であり、ＤＣモード発電時における発電部の挙動を示す説明図である。図９においては、説明を分かりやすくするため、各反応室の周辺部材の記載を省略する。
ところで、図９に示すように、第２反応室２２内においては、発電体１０で反応しきれずに滞留する未反応の燃料ガス等が炭化して、少なからず炭素が析出する虞がある。具体的に、ガス化区間Ｌ３に比べ比較的低温な液滴区間Ｌ２周辺の内周壁や、燃料ガス排出路２３の近傍等の低温領域Ｑは炭素析出温度領域（例えば、６００℃程度）になりやすく、この低温領域Ｑにおいて未反応の燃料ガス等が炭化して炭素が析出しやすい。この場合、析出した炭素が、反応室２２内を飛散して燃料極７の反応場を覆ってしまう可能性もある。さらに、ＤＯ発電に伴い燃料極７の反応場に析出する炭素と併せ、発電体１０の発電性能が低下する虞がある。なお、発電性能が低下すると、発電に関して発生する熱量が低下し、第２反応室２２内の温度も低下する。 (DC mode power generation)
FIG. 9 is a cross-sectional view of the power generation unit and is an explanatory diagram illustrating the behavior of the power generation unit during DC mode power generation. In FIG. 9, the description of the peripheral members of each reaction chamber is omitted for easy understanding.
By the way, as shown in FIG. 9, in the 2nd reaction chamber 22, the unreacted fuel gas etc. which remain without reacting with the electric power generation body 10 may carbonize, and carbon may precipitate not a little. Specifically, the inner peripheral wall around the droplet section L2, which is relatively cooler than the gasification section L3, and the low temperature region Q such as the vicinity of the fuel gas discharge passage 23 is a carbon deposition temperature region (for example, about 600 ° C.). In this low temperature region Q, unreacted fuel gas or the like is carbonized and carbon is likely to precipitate. In this case, the deposited carbon may scatter in the reaction chamber 22 and cover the reaction field of the fuel electrode 7. Furthermore, there is a possibility that the power generation performance of the power generation body 10 may be reduced together with the carbon deposited in the reaction field of the fuel electrode 7 with DO power generation. Note that when the power generation performance decreases, the amount of heat generated with respect to power generation decreases, and the temperature in the second reaction chamber 22 also decreases.

図４は、ＤＯモードからＤＣモードへの移行時の各種機器の動作タイミングの関係を示すタイミングチャートである。また、図７は時間に対する燃料噴霧量を示すグラフであり、図８は時間に対する発電量（電圧）を示すグラフである。
燃料極７の反応場に炭素が所定量析出した場合には、図４に示すように発電装置１をＤＣモードに切り替える。具体的には、図７，８に示すように、制御部は、発電装置１の電圧が（例えば、所定電圧Ｖｘ＝約０．６Ｖ）以下まで低下したか否かで、炭素析出の有無を判断する。すなわち、発電装置１の電圧が所定電圧以下になったと判断された場合には、析出された炭素が燃料極７を覆って発電性能が低下していると判断し、ＤＯモードからＤＣモードへ切り替える（図８中時間ｔ参照）。なお、所定電圧Ｖｘより低い電圧でそのまま発電を続けると、発電体１０の膜劣化が促進されるため好ましくない。 FIG. 4 is a timing chart showing the relationship of the operation timings of various devices when shifting from the DO mode to the DC mode. FIG. 7 is a graph showing the amount of fuel spray with respect to time, and FIG. 8 is a graph showing the amount of power generation (voltage) with respect to time.
When a predetermined amount of carbon is deposited in the reaction field of the fuel electrode 7, the power generator 1 is switched to the DC mode as shown in FIG. Specifically, as shown in FIGS. 7 and 8, the control unit determines whether or not carbon deposition has occurred depending on whether or not the voltage of the power generation device 1 has decreased to a value (for example, a predetermined voltage Vx = approximately 0.6 V) or less. to decide. That is, when it is determined that the voltage of the power generation device 1 has become equal to or lower than the predetermined voltage, it is determined that the deposited carbon covers the fuel electrode 7 and the power generation performance is degraded, and the mode is switched from the DO mode to the DC mode. (See time t in FIG. 8). Note that it is not preferable to continue the power generation at a voltage lower than the predetermined voltage Vx because the film deterioration of the power generation body 10 is promoted.

まず、図４に示すように、制御盤から燃料側バルブ２７及びインジェクター５５のインジェクター制御器５８に向けてＤＣモード開始信号を出力し、インジェクター５５による液体燃料の供給を停止する（時間Ｔ１９）とともに、燃料ガス排出路２３に設けられた燃料側バルブ２７を閉じて、燃料ガス流通系２０内を閉塞する（時間Ｔ２０）。なお、この時点で酸化剤ガス流通系４０には、酸化剤ガスが供給され続けている。
そして、燃料側バルブ２７の閉弁後、制御盤から加熱炉１１のヒーターに向けて昇温信号を出力し、第２反応室２２の温度を上昇させ、第２反応室２２内の温度Ｔｃを所定温度ＴＤＣｘ（例えば、ＴＤＣｘ＝９００℃付近）の均熱帯に保持する（時間Ｔ２１）。その後、第２反応室２２内の温度Ｔｃが所定温度ＴＤＣｘを上回った時点で、制御盤はヒーターに向けて停止信号を出力し、ヒーターの作動を停止させる（時間Ｔ２２）。 First, as shown in FIG. 4, a DC mode start signal is output from the control panel toward the fuel side valve 27 and the injector controller 58 of the injector 55, and the supply of liquid fuel by the injector 55 is stopped (time T19). Then, the fuel side valve 27 provided in the fuel gas discharge passage 23 is closed to close the fuel gas circulation system 20 (time T20). At this time, the oxidant gas is continuously supplied to the oxidant gas flow system 40.
Then, after the fuel side valve 27 is closed, a temperature rising signal is output from the control panel to the heater of the heating furnace 11, the temperature of the second reaction chamber 22 is increased, and the temperature Tc in the second reaction chamber 22 is increased. It is maintained in a soaking zone at a predetermined temperature TDCx (for example, around TDCx = 900 ° C.) (time T21). Thereafter, when the temperature Tc in the second reaction chamber 22 exceeds the predetermined temperature TDCx, the control panel outputs a stop signal to the heater and stops the operation of the heater (time T22).

図９に示すように、ＤＣモードでは、反応室２２内に析出している炭素（Ｃ）と、排ガスとして残存する二酸化炭素（ＣＯ２）とが結び付き（ＣＯ２＋Ｃ）、一酸化炭素（ＣＯ）になる（ＣＯ２＋Ｃ→２ＣＯ）。そして、この一酸化炭素（ＣＯ）が、固体電解質膜９を透過して燃料極７まで移動してきた酸素イオン（Ｏ）と反応して、二酸化炭素（ＣＯ２）になる。この二酸化炭素（ＣＯ２）が生成される際に、発電が行われる（ＣＯ＋Ｏ２-→ＣＯ２＋２ｅ−）。
これにより、仮に第２反応室２２内において未反応の燃料ガス等の炭化により炭素が析出した場合であっても、燃料ガス流通系２０を封鎖して第２反応室２２内を密閉状態にすることで、析出した炭素が酸化する際に発電を行うことができる。これに伴って、析出した炭素を除去することが可能になる。つまり、万が一第２反応室２２内に炭素が析出した場合であっても、この炭素をエネルギー源として利用しつつ除去することができる。 As shown in FIG. 9, in the DC mode, carbon (C) precipitated in the reaction chamber 22 and carbon dioxide (CO 2 ) remaining as exhaust gas are combined (CO 2 + C), and carbon monoxide (CO ) (CO 2 + C → 2CO). The carbon monoxide (CO) reacts with oxygen ions (O) that have passed through the solid electrolyte membrane 9 and moved to the fuel electrode 7 to become carbon dioxide (CO 2 ). When this carbon dioxide (CO 2 ) is generated, power is generated (CO + O 2− → CO 2 + 2e − ).
As a result, even if carbon is deposited in the second reaction chamber 22 due to carbonization of unreacted fuel gas or the like, the fuel gas flow system 20 is sealed to make the second reaction chamber 22 sealed. Thus, power generation can be performed when the deposited carbon is oxidized. Along with this, the deposited carbon can be removed. That is, even if carbon is deposited in the second reaction chamber 22, it can be removed using this carbon as an energy source.

ここで、ＤＣモードにおいても、発電に関して発生する熱によって反応室２２，４２内の温度が上昇する。そのため、上述したＤＯモード時と同様に２方弁５１の切替制御を行う（時間Ｔ２３）。
また、発電時において第２反応室２２内の圧力が所定圧力Ｐｘ付近で維持されるように、上述したＤＯモードと同様に燃料側バルブ２７の開閉のフィードバック制御を行う（時間Ｔ２４）。 Here, also in the DC mode, the temperature in the reaction chambers 22 and 42 rises due to heat generated with respect to power generation. Therefore, the switching control of the two-way valve 51 is performed similarly to the above-described DO mode (time T23).
Further, the feedback control for opening and closing the fuel side valve 27 is performed in the same manner as in the DO mode described above so that the pressure in the second reaction chamber 22 is maintained near the predetermined pressure Px during power generation (time T24).

なお、ＤＣモード発電によって、第２反応室２２内の炭素が消費され続けると、徐々に電圧が低下する。すなわち、第２反応室２２内の炭素が除去されて、再び発電体１０が所望の発電性能を発揮できるようになる。   If the carbon in the second reaction chamber 22 continues to be consumed by DC mode power generation, the voltage gradually decreases. That is, the carbon in the second reaction chamber 22 is removed, and the power generation body 10 can exhibit the desired power generation performance again.

そこで、制御盤は、発電装置の発電量（電圧）が所定電圧Ｖｘ（例えば、０．６Ｖ）以下まで低下したか否かで、第２反応室２２内の炭素が十分に消費されたか否かを判断する。すなわち、発電装置２の電圧が所定電圧以下になったと判断された場合には、炭素が十分に消費されて再び発電体１０が所望の発電性能を発揮できると判断し、ＤＣモードからＤＯモードへ切り替える。具体的には、上述したＤＯモードからＤＣモードへの切替方法と同様に、ヒーターにより第２反応室２２内の温度を所定温度Ｔｘ(約６００℃から８００℃程度)まで変化した後（時間Ｔ２５）、インジェクター５５により液体燃料を噴霧し始めるとともに（時間Ｔ２６）、燃料側バルブ２７を開弁する（時間Ｔ２７）。これにより、再びＤＯモードにより所望の発電性能を得た状態で発電を行うことができる。   Therefore, the control panel determines whether or not the carbon in the second reaction chamber 22 is sufficiently consumed depending on whether or not the power generation amount (voltage) of the power generation device has decreased to a predetermined voltage Vx (for example, 0.6 V) or less. Judging. That is, when it is determined that the voltage of the power generation device 2 has become equal to or lower than the predetermined voltage, it is determined that the carbon is sufficiently consumed and the power generation body 10 can exhibit the desired power generation performance again, and the DC mode is switched to the DO mode. Switch. Specifically, similarly to the method for switching from the DO mode to the DC mode described above, the temperature in the second reaction chamber 22 is changed to a predetermined temperature Tx (about 600 ° C. to about 800 ° C.) by the heater (time T25). ), The fuel spray is started to be sprayed by the injector 55 (time T26), and the fuel side valve 27 is opened (time T27). Thereby, power generation can be performed in a state where desired power generation performance is obtained again by the DO mode.

（停止方法）
図５は、発電装置１を停止させる場合における各種機器の動作タイミングを示すタイミングチャートである。
ＤＯモードから発電装置１の作動を停止する場合には、まずインジェクター５５による噴霧を停止する（時間Ｔ２８）。その後、各バルブ２７，４６，４７、ヒーター及びエアポンプ４４を停止し（時間Ｔ２９〜３３）、時間Ｔ３４において発電装置１の電源を停止する。なお、ＤＣモードから発電装置１を停止する場合にも、各バルブ２７，４６，４７、ヒーター及びエアポンプ４４を停止した後に、発電装置１の電源を停止することで、同様に発電装置１を停止することができる。 (How to stop)
FIG. 5 is a timing chart showing operation timings of various devices when the power generation device 1 is stopped.
When stopping the operation of the power generator 1 from the DO mode, first, spraying by the injector 55 is stopped (time T28). Then, each valve | bulb 27,46,47, a heater, and the air pump 44 are stopped (time T29-33), and the power supply of the electric power generating apparatus 1 is stopped in time T34. Even when the power generation device 1 is stopped from the DC mode, the power generation device 1 is similarly stopped by stopping the power supply of the power generation device 1 after stopping the valves 27, 46, 47, the heater and the air pump 44. can do.

このように、上述の実施形態では、加熱炉１１の中央部に発電部５４を配置し、第２反応室２２の底部に第２反応室２２内に液体燃料を噴霧するインジェクター５５を接続し、発電体１０に向けて液体燃料を噴霧する構成とした。そして、インジェクター５５から噴霧される液体燃料を、加熱炉１１の温度制御によりガス化させるガス化区間Ｌ３を第２反応室２２に設定する構成とした。
この構成によれば、ガス化区間Ｌ３を反応室２２に設定することで、このガス化区間Ｌ３に到達するまでの領域では、液体燃料の状態（例えば、液柱状態や液滴状態）で燃料を移動させることができる。これにより、燃料を発電体１０まで到達させる際の物質移動を容易に行うことができる。さらに、液体燃料はガス燃料に比べ密度が高く運動量の拡散が少ないため、発電体１０の近傍で燃料を燃料ガス化させることで、発電体１０に高濃度なガス燃料を供給することができる。したがって、高出力なＳＯＦＣの発電装置１を提供することができる。 Thus, in the above-described embodiment, the power generation unit 54 is disposed at the center of the heating furnace 11, and the injector 55 that sprays liquid fuel into the second reaction chamber 22 is connected to the bottom of the second reaction chamber 22, The liquid fuel is sprayed toward the power generation body 10. And the gasification section L3 which gasifies the liquid fuel sprayed from the injector 55 by temperature control of the heating furnace 11 is set in the second reaction chamber 22.
According to this configuration, by setting the gasification section L3 in the reaction chamber 22, in the region until reaching the gasification section L3, the fuel is in a liquid fuel state (for example, a liquid column state or a droplet state). Can be moved. Thereby, the mass transfer when the fuel reaches the power generation body 10 can be easily performed. Furthermore, since liquid fuel has a higher density and less momentum diffusion than gas fuel, high-concentration gas fuel can be supplied to the power generation body 10 by converting the fuel into fuel gas in the vicinity of the power generation body 10. Therefore, the high-power SOFC power generator 1 can be provided.

そして、燃料がガス化区間Ｌ３に到達するまでは、燃料を液体燃料の状態で反応室２２内を移動させることができるので、燃料を発電体１０まで到達させる際の物質移動を速やかに行うことができる。これにより、液体燃料が燃料ガス化して発電体１０に到達するまでの時間、つまりガス燃料として滞在する滞在時間を短縮することができる。したがって、従来のように、ガス燃料が炭素析出温度付近に長く滞在することで生じるガス燃料の炭化による炭素の析出を抑えることができる。   Since the fuel can be moved in the reaction chamber 22 in the state of liquid fuel until the fuel reaches the gasification section L3, the mass transfer when the fuel reaches the power generation body 10 is promptly performed. Can do. Thereby, the time until the liquid fuel is converted into fuel gas and reaches the power generator 10, that is, the staying time for staying as the gas fuel can be shortened. Therefore, carbon deposition due to carbonization of the gas fuel that occurs when the gas fuel stays in the vicinity of the carbon deposition temperature for a long time can be suppressed.

また、加熱炉１１の外部において第２反応室２２に接続されたインジェクター５５により、加熱炉１１の下方から上方に向けて液体燃料を噴霧することで、反応室２２内で発生する熱対流が、反応室２２の下方に接続されたインジェクター５５まで伝達し難くなる。これにより、インジェクター５５が高温になることを防ぐことができるため、炭素の析出を抑えてインジェクター５５の噴霧孔の目詰まりを防止することができる。
また、インジェクター５５を反応室２２に直接接続することができるため、従来のように改質器を介して燃料を供給する構成に比べて低コストな発電装置１を提供することができる。
よって、液体燃料を使用することが可能であり、発電体１０の電極等におけるガス燃料の炭化による炭素の析出を抑えることが可能なＳＯＦＣの発電装置１を提供することができる。 Further, by spraying the liquid fuel from the lower side of the heating furnace 11 to the upper side by the injector 55 connected to the second reaction chamber 22 outside the heating furnace 11, the thermal convection generated in the reaction chamber 22 is It becomes difficult to transmit to the injector 55 connected below the reaction chamber 22. Thereby, since it can prevent that the injector 55 becomes high temperature, precipitation of carbon can be suppressed and clogging of the spray hole of the injector 55 can be prevented.
In addition, since the injector 55 can be directly connected to the reaction chamber 22, it is possible to provide the power generation device 1 that is less expensive than the conventional configuration in which fuel is supplied via the reformer.
Therefore, it is possible to provide the SOFC power generation apparatus 1 that can use liquid fuel and can suppress carbon deposition due to carbonization of the gas fuel at the electrode of the power generation body 10.

特に、本実施形態では、制御盤によって発電モードの切替運転を行うことで、ＤＯモードでは燃料中に含まれるＨ２，ＣＯ，ＣＨ４などを、ＤＣモードでは第２反応室２２内に析出された炭素をそれぞれ燃料源として発電を行うことができる。したがって、未反応の燃料ガスの残存を抑制して、効率的に、かつ連続的に発電を行うことができるため、発電効率を向上させることができる。 In particular, in the present embodiment, by performing a switching operation of the power generation mode by the control panel, H 2 , CO, CH 4 and the like contained in the fuel are precipitated in the second reaction chamber 22 in the DC mode and in the DO mode. It is possible to generate electricity using each carbon as a fuel source. Therefore, it is possible to generate power efficiently and continuously while suppressing the remaining of unreacted fuel gas, so that power generation efficiency can be improved.

（第１変形例）
次に、第１実施形態の変形例について説明する。図１０は時間に対する燃料噴霧量を示すグラフであり、図１１は時間に対する電圧を示すグラフである。なお、以下の説明では、上述した第１実施形態と同様の構成、方法については同一の符号を付し、説明を省略する。
本変形例では、ＤＯモードにおいてパルス噴霧により液体燃料を供給する点で、上述した第１実施形態と相違している。具体的には、図２，１０，１１に示すように、時間Ｔ１１において、所定量の液体燃料を所定間隔毎に所定時間（例えば、時間ｔ１）噴霧する。これにより、燃料極７に到達した燃料ガスと、燃料極７まで移動した酸素イオンとが、燃料極７で反応する際に、電子を放出することで発電が行われる。なお、燃料の噴霧量や噴霧間隔等は、適宜変更が可能である。
そして、発電装置１の電圧が所定電圧以下になったと判断された場合には、析出された炭素が燃料極７を覆って発電性能が低下していると判断し、第１実施形態と同様にＤＯモードからＤＣモードへ切り替える（図１０，１１中時間ｔ）。 (First modification)
Next, a modification of the first embodiment will be described. FIG. 10 is a graph showing the fuel spray amount with respect to time, and FIG. 11 is a graph showing voltage with respect to time. In the following description, the same configurations and methods as those in the first embodiment described above are denoted by the same reference numerals, and description thereof is omitted.
This modification differs from the first embodiment described above in that liquid fuel is supplied by pulse spraying in the DO mode. Specifically, as shown in FIGS. 2, 10, and 11, at time T11, a predetermined amount of liquid fuel is sprayed at predetermined intervals (for example, time t1). Thereby, when the fuel gas that has reached the fuel electrode 7 and the oxygen ions that have moved to the fuel electrode 7 react at the fuel electrode 7, electricity is generated by releasing electrons. The fuel spray amount, spray interval, and the like can be changed as appropriate.
When it is determined that the voltage of the power generation device 1 has become equal to or lower than the predetermined voltage, it is determined that the deposited carbon covers the fuel electrode 7 and the power generation performance is degraded, and as in the first embodiment. The mode is switched from the DO mode to the DC mode (time t in FIGS. 10 and 11).

この構成によれば、パルス噴霧により所定間隔毎に液体燃料を噴霧することで、第２反応室２２内の燃料ガス濃度、温度等のパラメータに応じて液体燃料の噴霧量や噴霧時間を容易に調整することができるため、液体燃料を連続的に噴霧する場合に比べて、未反応の燃料ガスの残存を抑制して発電効率を向上させることができる。   According to this configuration, the liquid fuel is sprayed at predetermined intervals by pulse spraying, so that the liquid fuel spray amount and spray time can be easily set according to parameters such as the fuel gas concentration and temperature in the second reaction chamber 22. Since it can be adjusted, it is possible to improve the power generation efficiency by suppressing the remaining unreacted fuel gas as compared with the case where liquid fuel is continuously sprayed.

（第２変形例）
次に、本発明の第２変形例について説明する。図１２は時間に対する燃料噴霧量を示すグラフであり、図１３は時間に対する電圧を示すグラフである。
上述した第１実施形態及び第１変形例では、第２反応室２２内における炭素の析出量、すなわち炭素析出による電圧低下に伴ってＤＯモードとＤＣモードとを切り替える場合について説明したが、本変形例はＤＯモード中における液体燃料の合計噴霧量に対する発電時間に応じてＤＯモードとＤＣモードとを切り替えるものである。 (Second modification)
Next, a second modification of the present invention will be described. FIG. 12 is a graph showing the fuel spray amount with respect to time, and FIG. 13 is a graph showing voltage with respect to time.
In the first embodiment and the first modification described above, the carbon deposition amount in the second reaction chamber 22, that is, the case where the DO mode and the DC mode are switched in accordance with the voltage drop due to the carbon deposition has been described. In the example, the DO mode and the DC mode are switched according to the power generation time with respect to the total spray amount of the liquid fuel in the DO mode.

図２，１２，１３に示すように、時間Ｔ１１において、所定量の液体燃料を所定間隔毎に所定時間（例えば、時間Ｓ）噴霧する。これにより、燃料極７に到達した燃料ガスと、燃料極７まで移動した酸素イオンとが、燃料極７で反応する際に、電子を放出することで発電が行われる。   As shown in FIGS. 2, 12, and 13, at time T <b> 11, a predetermined amount of liquid fuel is sprayed at predetermined intervals for a predetermined time (for example, time S). Thereby, when the fuel gas that has reached the fuel electrode 7 and the oxygen ions that have moved to the fuel electrode 7 react at the fuel electrode 7, electricity is generated by releasing electrons.

ここで、１回のＤＯモード中における噴霧回数（パルス回数）をＮ、１パルス当りの噴霧速度（ｍｏｌ／ｓｅｃ）をＬ、各パルス毎の噴霧時間（ｓｅｃ）をＳとすると、１回のＤＯモード中における合計噴霧量は（Ｎ・Ｌ・Ｓ）となり、例えば燃料をＣ×Ｈｒと近似し、電流をＩ（Ｃ／ｓｅｃ）、ファラデー定数をＦ（Ｃ／ｍｏｌ）とすると、供給された燃料を完全に消費するのに必要な１サイクル（ＤＯモード及びＤＣモードをそれぞれ１回毎）の発電時間ｔ２（ｓｅｃ）は、ｔ２＝（２Ｘ＋２Ｙ）×Ｎ・Ｌ・Ｓ×２Ｆと表すことができる。   Here, assuming that the number of sprays (number of pulses) in one DO mode is N, the spray rate (mol / sec) per pulse is L, and the spray time (sec) for each pulse is S, one time The total spray amount in the DO mode is (N · L · S). For example, the fuel is approximated to C × Hr, the current is I (C / sec), and the Faraday constant is F (C / mol). The power generation time t2 (sec) of one cycle (DO mode and DC mode each time) required to completely consume the remaining fuel is expressed as t2 = (2X + 2Y) × N · L · S × 2F Can do.

そして、制御盤は、液体燃料の合計噴霧量に対する発電時間ｔ２とＤＯモードの発電時間ｔ３とのマップを有しており、このマップに基づいてＤＯモードからＤＣモードへの切替タイミングを判断する。具体的には、制御盤は、液体燃料の噴霧開始からの発電時間がｔ３を超えたか否かを判断する。そして、発電時間ｔ３を上回ったと判断された場合、第２反応室２２内に存在する燃料ガスに含まれるＨ２，ＣＯ，ＣＨ４等が全て反応したと判断し、ＤＯモードからＤＣモードへ移行する。ＤＣモードへの移行は、上述した第１実施形態と同様の方法により移行することができる。 The control panel has a map of the power generation time t2 with respect to the total spray amount of the liquid fuel and the power generation time t3 in the DO mode, and determines the switching timing from the DO mode to the DC mode based on this map. Specifically, the control panel determines whether or not the power generation time from the start of liquid fuel spraying has exceeded t3. When it is determined that the power generation time t3 has been exceeded, it is determined that all of H 2 , CO, CH 4 and the like contained in the fuel gas existing in the second reaction chamber 22 have reacted, and the mode is shifted from the DO mode to the DC mode. To do. Transition to the DC mode can be performed by the same method as in the first embodiment described above.

この構成によれば、第１実施形態及び第１変形例と異なり、液体燃料の合計噴霧量に対する発電時間に応じてＤＯモードとＤＣモードとの切替判断を行うことで、無駄な燃料を噴霧することなくＤＣモードへ移行させることができる。その結果、未反応の燃料ガスの残存を抑制して、より発電効率を向上させることができる。この場合、第２変形例では上述した第１変形例に比べて、ＤＯモード中における液体燃料の合計噴霧量（パルスの総面積）が少ないので、低出力ではあるが、発電モード切替時に未反応の燃料ガスの残存が少ないので、高効率な発電装置１を提供することができる。これに対して、上述した第１変形例では第２変形例に比べて、ＤＯモード中における液体燃料の合計噴霧量（パルスの総面積）が多いので、低効率ではあるが高出力な発電装置１を提供することができる。なお、本変形例では、ＤＯモードからＤＣモードへの切替前に、還元性ガス（例えば、二酸化炭素）等を第２反応室２２内に供給するようにしてもよい。   According to this configuration, unlike the first embodiment and the first modification, useless fuel is sprayed by performing switching determination between the DO mode and the DC mode according to the power generation time with respect to the total spray amount of liquid fuel. Without changing to the DC mode. As a result, the remaining unreacted fuel gas can be suppressed and the power generation efficiency can be further improved. In this case, since the total spray amount (total pulse area) of the liquid fuel in the DO mode is smaller in the second modification than in the first modification described above, the output is low, but no reaction occurs at the time of switching the power generation mode. Therefore, the highly efficient power generator 1 can be provided. On the other hand, in the first modified example described above, the total spray amount (total pulse area) of the liquid fuel during the DO mode is larger than in the second modified example. 1 can be provided. In this modification, a reducing gas (for example, carbon dioxide) or the like may be supplied into the second reaction chamber 22 before switching from the DO mode to the DC mode.

（第２実施形態）
次に、本発明の第２実施形態について説明する。図１４は、第２実施形態における発電装置の概略構成図である。なお、以下の説明では、上述した第１実施形態と同様の構成、方法については同一の符号を付し、説明を省略する。
本実施形態の発電装置１００は、液体燃料とともに水蒸気を第２反応室１２２内に供給する点で上述した実施形態と相違している。具体的には、図１４に示すように、発電装置１００は、第２反応室１２２における小径部２２ａの底部にウォーターインジェクター１０１が連結されている。このウォーターインジェクター１０１には、水の供給源であるウォータータンク１０２が接続されており、ウォータータンク１０２からウォーターインジェクター１０１を介して、第２反応室１２２内に水が供給されるようになっている。また、ウォーターインジェクター１０１には、図示しない制御盤から出力される信号に基づいて、ウォーターインジェクター１０１からの水の噴霧量、噴霧間隔等を調整するためのインジェクター制御器（ＩＮＪ制御器）１０３が接続されている。 (Second Embodiment)
Next, a second embodiment of the present invention will be described. FIG. 14 is a schematic configuration diagram of a power generation device according to the second embodiment. In the following description, the same configurations and methods as those in the first embodiment described above are denoted by the same reference numerals, and description thereof is omitted.
The power generation apparatus 100 of this embodiment is different from the above-described embodiment in that water vapor is supplied into the second reaction chamber 122 together with the liquid fuel. Specifically, as shown in FIG. 14, in the power generation device 100, the water injector 101 is connected to the bottom of the small diameter portion 22 a in the second reaction chamber 122. A water tank 102 as a water supply source is connected to the water injector 101, and water is supplied from the water tank 102 into the second reaction chamber 122 via the water injector 101. . The water injector 101 is connected to an injector controller (INJ controller) 103 for adjusting the spray amount, spray interval and the like of water from the water injector 101 based on a signal output from a control panel (not shown). Has been.

この場合、ＤＯモードにおいて、第２反応室１２２内に向けてインジェクター５５から液体燃料を噴霧するとともに、ウォーターインジェクター１０１から水を噴霧する。すると、ウォーターインジェクター１０１から噴霧された水は、加熱炉１１の高さ方向沿って生じる温度勾配等により蒸発し、水蒸気となって発電体１０に向けて移動する。この時、第２反応室１２２内でガス化された燃料ガスに含まれる炭化水素と、水蒸気との改質反応により水素が生成される（ＣｎＨ２ｎ＋２＋ｎＨ２Ｏ→ｎＣＯ＋（ｎ＋２）Ｈ２））。これにより、燃料極７に到達する水蒸気改質された燃料ガスと、燃料極７まで移動した酸素イオンとが、燃料極７で反応する際に、電子を放出することで発電が行われる。 In this case, in the DO mode, liquid fuel is sprayed from the injector 55 toward the second reaction chamber 122 and water is sprayed from the water injector 101. Then, the water sprayed from the water injector 101 evaporates due to a temperature gradient or the like generated along the height direction of the heating furnace 11 and moves toward the power generator 10 as water vapor. At this time, hydrogen is generated by a reforming reaction between the hydrocarbon contained in the fuel gas gasified in the second reaction chamber 122 and water vapor (CnH 2n + 2 + nH 2 O → nCO + (n + 2) H 2 )) . As a result, when the steam-reformed fuel gas that reaches the fuel electrode 7 and the oxygen ions that have moved to the fuel electrode 7 react at the fuel electrode 7, electricity is generated by releasing electrons.

この構成によれば、上述した第１実施形態と同様の効果を奏するとともに、第２反応室１２２内に液体燃料と水とを同時に供給することで、水蒸気改質を行うことができるため、製造コストを抑えた上で、発電時におけるエネルギーの変換ロスが小さく高効率な発電が可能になる。   According to this configuration, the same effects as those of the first embodiment described above can be achieved, and steam reforming can be performed by supplying liquid fuel and water into the second reaction chamber 122 at the same time. In addition to reducing costs, energy conversion loss during power generation is small and highly efficient power generation becomes possible.

（第３実施形態）
次に、本発明の第３実施形態について説明する。図１５は、第３実施形態における発電装置の概略構成図である。なお、以下の説明では、上述した第１実施形態と同様の構成、方法については同一の符号を付し、説明を省略する。
本実施形態の発電装置２００は、加熱炉１１内に複数の発電部２５４ａ，２５４ｂが設けられている点で、上述した第１実施形態と相違している。具体的には、図１５に示すように、発電装置２００は、加熱炉１１内にＤＣ発電部２５４ａとＤＯ発電部２５４ｂとを備えている。ＤＣ発電部２５４ａは、上述した第１実施形態の発電部５４（図１参照）と同一の構成からなり、主に上述したＤＣモード発電を行うための発電部である。ＤＯ発電部２５４ｂは、主に上述したＤＯモード発電を行うための発電部であり、ＤＣ発電部２５４ａと同様に加熱炉１１の上側に酸化剤ガスが供給される第１反応室２４２と、加熱炉１１の下側に燃料ガスが供給される第２反応室２２２と、これら両反応室２４２，２２２の開口縁で挟持された発電体１０とで構成されている。各発電部２５４ａ，２５４ｂ間の第１反応室４２，２４２は、酸化剤ガスバルブ２０１を介して接続されている一方、第２反応室２２，２２２は燃料ガスバルブ２０２を介して接続されている。 (Third embodiment)
Next, a third embodiment of the present invention will be described. FIG. 15 is a schematic configuration diagram of a power generation device according to the third embodiment. In the following description, the same configurations and methods as those in the first embodiment described above are denoted by the same reference numerals, and description thereof is omitted.
The power generation apparatus 200 according to the present embodiment is different from the first embodiment described above in that a plurality of power generation units 254a and 254b are provided in the heating furnace 11. Specifically, as illustrated in FIG. 15, the power generation apparatus 200 includes a DC power generation unit 254 a and a DO power generation unit 254 b in the heating furnace 11. The DC power generation unit 254a has the same configuration as the power generation unit 54 (see FIG. 1) of the first embodiment described above, and is a power generation unit for mainly performing the DC mode power generation described above. The DO power generation unit 254b is a power generation unit mainly for performing the above-described DO mode power generation. Similarly to the DC power generation unit 254a, the first reaction chamber 242 in which an oxidant gas is supplied to the upper side of the heating furnace 11, and the heating The second reaction chamber 222 is supplied with fuel gas to the lower side of the furnace 11, and the power generator 10 is sandwiched between the opening edges of both the reaction chambers 242 and 222. The first reaction chambers 42, 242 between the power generation units 254 a, 254 b are connected via an oxidant gas valve 201, while the second reaction chambers 22, 222 are connected via a fuel gas valve 202.

また、酸化剤ガス供給路４１の供給側バルブ１４６には、２方弁等が用いられ、供給側バルブ１４６にはＤＣ発電部２５４ａを迂回して、直接ＤＯ発電部２５４ｂに接続される酸化剤ガス迂回路２０４が設けられている。すなわち、供給側バルブ１４６の切替制御を行うことで、ＤＣ発電部２５４ａを経由してＤＯ発電部２５４ｂに酸化剤ガスを供給したり、ＤＣ発電部２５４ａを経由させることなくＤＯ発電部２５４ｂに直接酸化剤ガスを供給したりすることができる。   Further, a two-way valve or the like is used for the supply side valve 146 of the oxidant gas supply path 41, and the supply side valve 146 bypasses the DC power generation unit 254a and is directly connected to the DO power generation unit 254b. A gas bypass route 204 is provided. That is, by performing switching control of the supply side valve 146, the oxidant gas is supplied to the DO power generation unit 254b via the DC power generation unit 254a or directly to the DO power generation unit 254b without passing through the DC power generation unit 254a. An oxidant gas can be supplied.

発電装置２００で発電を行う際には、まずヒーターで加熱炉１１内を約６００℃程度に昇温した後、酸化剤ガスをＤＯ発電部２５４ｂのみに供給するように供給側バルブ１４６を切り替え、インジェクター５５からＤＣ発電部２５４ａの第２反応室２２内に液体燃料を噴霧する。この場合、第２反応室２２内が６００℃程度の炭素析出温度領域にあるため、第２反応室２２内に噴霧された燃料ガスが炭化して第２反応室２２内に積極的に析出する。これに伴い、燃料ガスから熱分解されたＨ２，ＣＯ，ＣＨ４等が、燃料ガス排出路２３を通ってＤＯ発電部２５４ｂの第２反応室２２２内に供給される。 When generating power with the power generation apparatus 200, first, the temperature inside the heating furnace 11 is raised to about 600 ° C. with a heater, and then the supply side valve 146 is switched so that the oxidant gas is supplied only to the DO power generation unit 254b. Liquid fuel is sprayed from the injector 55 into the second reaction chamber 22 of the DC power generation unit 254a. In this case, since the inside of the second reaction chamber 22 is in a carbon deposition temperature region of about 600 ° C., the fuel gas sprayed in the second reaction chamber 22 is carbonized and actively deposited in the second reaction chamber 22. . Accordingly, H 2 , CO, CH 4 and the like thermally decomposed from the fuel gas are supplied into the second reaction chamber 222 of the DO power generation unit 254b through the fuel gas discharge path 23.

この際、ＤＯ発電部２５４ｂでは、第２反応室２２２内に供給された燃料ガス（Ｈ２，ＣＯ，ＣＨ４等）と、酸化剤ガスとを用いて上述したＤＯモード発電が行われる。
一方、ＤＣ発電部２５４ａに所定量の炭素が析出されると、ヒーターで加熱炉１１内を約８００℃程度に昇温した後、液体燃料の噴霧を停止して燃料ガスバルブ２０２を閉塞する。また、酸化剤ガス供給路４１の供給側バルブ１４７を切り替え、ＤＣ発電部２５４ａに酸化剤ガスを供給する。すると、ＤＣ発電部２５４ａの第２反応室２２内に析出している炭素と、第２反応室２２内に残存する二酸化炭素とが結び付き、一酸化炭素になる。そして、この一酸化炭素が、燃料極７まで移動してきた酸素イオンと反応して、ＤＣモード発電が行われる。 At this time, the DO power generation unit 254b performs the above-described DO mode power generation using the fuel gas (H 2 , CO, CH 4 or the like) supplied into the second reaction chamber 222 and the oxidant gas.
On the other hand, when a predetermined amount of carbon is deposited in the DC power generation unit 254a, the inside of the heating furnace 11 is heated to about 800 ° C. with a heater, and then the spraying of liquid fuel is stopped and the fuel gas valve 202 is closed. Further, the supply side valve 147 of the oxidant gas supply path 41 is switched to supply the oxidant gas to the DC power generation unit 254a. Then, carbon precipitated in the second reaction chamber 22 of the DC power generation unit 254a and carbon dioxide remaining in the second reaction chamber 22 are combined to become carbon monoxide. The carbon monoxide reacts with oxygen ions that have moved to the fuel electrode 7 to generate DC mode power generation.

このように、本実施形態では、ＤＣ発電部２５４ａでＤＣモード発電を、ＤＯ発電部２５４ｂでＤＯモード発電をそれぞれ行うことで、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。なお、本実施形態では、ＤＯ発電部２５４ｂの発電体１０は、ＳＯＦＣに限られない。   As described above, in the present embodiment, the DC power generation unit 254a performs DC mode power generation, and the DO power generation unit 254b performs DO mode power generation. Thus, the same effects as those of the first embodiment can be achieved. In the present embodiment, the power generation body 10 of the DO power generation unit 254b is not limited to the SOFC.

（第４実施形態）
次に、本発明の第４実施形態について説明する。図１６は、第４実施形態における発電装置の概略構成図であり、図１７は発電部の拡大断面図である。なお、以下の説明では、上述した第１実施形態と同様の構成、方法については同一の符号を付し、説明を省略する。
本実施形態の発電装置３００は、発電部３５４に円筒型のチューブセルを用いている点で上述した第１実施形態と相違している。図１６，１７に示すように、発電部３５４は、その軸方向と加熱炉１１の長さ方向とを一致させた状態で加熱炉１１内に配置された２重管構造のものである。具体的には、図１７に示すように、固体電解質膜３０１と、固体電解質膜３０１の内表面全域に亘って形成された燃料極３０２と、固体電解質膜３０１の外表面全域を覆うように形成された空気極３０４と、空気極３０４の径方向外側に隙間を有した状態で径方向外側を覆うように設けられた外筒部３０５とを備えている。すなわち、固体電解質膜３０１の全周の内側に燃料極３０２、全周の外側に空気極３０４が積層された発電体３０６を構成している。そして、空気極３０４で発生した酸素イオンが固体電解質膜３０１を透過して、燃料極３０２まで到達するようになっている。 (Fourth embodiment)
Next, a fourth embodiment of the present invention will be described. FIG. 16 is a schematic configuration diagram of a power generation device according to the fourth embodiment, and FIG. 17 is an enlarged cross-sectional view of a power generation unit. In the following description, the same configurations and methods as those in the first embodiment described above are denoted by the same reference numerals, and description thereof is omitted.
The power generation apparatus 300 of this embodiment is different from the first embodiment described above in that a cylindrical tube cell is used for the power generation unit 354. As shown in FIGS. 16 and 17, the power generation unit 354 has a double pipe structure arranged in the heating furnace 11 in a state where the axial direction thereof matches the length direction of the heating furnace 11. Specifically, as shown in FIG. 17, the solid electrolyte membrane 301, the fuel electrode 302 formed over the entire inner surface of the solid electrolyte membrane 301, and the entire outer surface of the solid electrolyte membrane 301 are formed. The air electrode 304 is provided, and an outer cylindrical portion 305 provided so as to cover the outer side in the radial direction with a gap on the outer side in the radial direction of the air electrode 304. That is, a power generation body 306 is configured in which a fuel electrode 302 is laminated on the inner periphery of the solid electrolyte membrane 301 and an air electrode 304 is stacked on the outer periphery of the entire periphery. Then, oxygen ions generated at the air electrode 304 pass through the solid electrolyte membrane 301 and reach the fuel electrode 302.

この場合、外筒部３０５の内側空間は空気極３０４において酸化剤ガスを反応させる第１反応室３１０を構成するとともに、内側空間は燃料極３０２において燃料ガスを反応させる第２反応室３１１を構成している。また、第２反応室３１１の一端側には、第２反応室３１１に向けて液体燃料を噴霧するためのインジェクター５５が連結されている。すなわち、発電部３５４の一端側は、加熱炉１１の長手方向における一端側の端面から外部に突出した状態となっており、発電部３５４の一端側から他端側にかけて発電部３５４の長さ方向に沿って徐々に高温になるような温度勾配が形成される。   In this case, the inner space of the outer cylindrical portion 305 constitutes a first reaction chamber 310 that causes the oxidant gas to react in the air electrode 304, and the inner space constitutes a second reaction chamber 311 that causes the fuel gas to react in the fuel electrode 302. doing. Further, an injector 55 for spraying liquid fuel toward the second reaction chamber 311 is connected to one end side of the second reaction chamber 311. That is, one end side of the power generation unit 354 protrudes from the end surface on one end side in the longitudinal direction of the heating furnace 11, and the length direction of the power generation unit 354 extends from one end side to the other end side of the power generation unit 354. A temperature gradient is formed so as to gradually increase in temperature.

この場合、ＤＯモード時には、第２反応室３１１の内側からインジェクター５５により液体燃料を噴霧するとともに、第１反応室３１０に酸化剤ガスを供給する。そして、第１反応室３１０に供給された酸化剤ガスは、第１反応室３１０の空気極３０４において触媒反応により酸素イオンとなる。一方、第２反応室３１１に供給された液体燃料は、発電部３５４の長さ方向に沿って形成された温度勾配により、液柱状態から液滴状態を経て燃料ガス化されることになる。そして、空気極３０４で発生した酸素イオンが、固体電解質膜３０１を透過して燃料極３０２まで移動する。その結果、燃料極３０２において酸素イオンが燃料ガスと反応する際に、電子を放出することで発電が行われる。
これに対して、ＤＣモード時には、上述した第１実施形態と同様に第２反応室３１１内において未反応の燃料ガス等の炭化により炭素が析出した場合に、燃料側バルブ２７を閉塞して第２反応室３１１内を密閉状態にする。これにより、第２反応室３１１内に析出した炭素が酸化する際に、発電を行うことができる。 In this case, in the DO mode, liquid fuel is sprayed from the inside of the second reaction chamber 311 by the injector 55 and an oxidant gas is supplied to the first reaction chamber 310. The oxidant gas supplied to the first reaction chamber 310 becomes oxygen ions in the air electrode 304 of the first reaction chamber 310 by a catalytic reaction. On the other hand, the liquid fuel supplied to the second reaction chamber 311 is converted into fuel gas from the liquid column state through the droplet state by the temperature gradient formed along the length direction of the power generation unit 354. Then, oxygen ions generated at the air electrode 304 pass through the solid electrolyte membrane 301 and move to the fuel electrode 302. As a result, when oxygen ions react with the fuel gas at the fuel electrode 302, power is generated by releasing electrons.
On the other hand, in the DC mode, when carbon deposits due to carbonization of unreacted fuel gas or the like in the second reaction chamber 311 as in the first embodiment described above, the fuel side valve 27 is closed and the second reaction chamber 311 is closed. 2 The inside of the reaction chamber 311 is sealed. Thereby, power generation can be performed when the carbon deposited in the second reaction chamber 311 is oxidized.

ここで、図１８は、本実施形態の発電部３５４にガス燃料を供給した場合における、発電部３５４の長さ方向の位置に対する第２反応室３１１内の燃料濃度、及び発電部３５４内の温度を示すグラフであり、図１９は発電部３５４の長さ方向の位置に対する電気変換効率及び出力を示すグラフである。
図１８に示すように、燃料としてガス燃料を発電部３５４に供給した場合には、発電部３５４の一端側から随時発電が行われ、一端側から他端側にかけて燃料濃度が減少する一方、発電により発電部３５４内の温度が上昇していることがわかる。また、図１９に示すように、発電部３５４の一端側から他端側にかけて発電出力が徐々に低下していることがわかる。ガス燃料を用いた場合には、燃料が発電に供されることで、発電部３５４の一端側から他端側にかけて燃料が希薄になるため、出力低下に繋がるものと考えられる。 Here, FIG. 18 shows the fuel concentration in the second reaction chamber 311 and the temperature in the power generation unit 354 with respect to the position in the length direction of the power generation unit 354 when gas fuel is supplied to the power generation unit 354 of this embodiment. FIG. 19 is a graph showing the electrical conversion efficiency and the output with respect to the position of the power generation unit 354 in the length direction.
As shown in FIG. 18, when gas fuel is supplied as fuel to the power generation unit 354, power generation is performed as needed from one end side of the power generation unit 354, and while the fuel concentration decreases from one end side to the other end side, Thus, it can be seen that the temperature in the power generation unit 354 is rising. Moreover, as shown in FIG. 19, it turns out that the electric power generation output is falling gradually from the one end side of the electric power generation part 354 to the other end side. When the gas fuel is used, the fuel is used for power generation, so that the fuel is diluted from one end side to the other end side of the power generation unit 354, which is considered to lead to a decrease in output.

これに対して、本実施形態では、燃料として液体燃料を用いているため、インジェクター５５による噴霧圧や噴霧時間等のパラメータを調整することで、液柱区間、液滴区間、ガス化区間の調整を行うことができる。すなわち、噴霧毎にガス化されるタイミング（ガス化区間）を変更することで、発電部３５４の長さ方向に亘って燃料濃度、温度、出力等が均一な空間を維持することができる。
また、本実施形態においても、上述した第１実施形態と同様に液体燃料の気化時における圧力膨張によって、燃料ガスの流速が液体燃料時比べて上昇する。そのため、燃料ガスを燃料極３０２まで送出するためのポンプ等を用いる必要がないので、製造コスト及びメンテナンス負荷の削減、並びに装置の小型軽量化が可能になる。そして、チューブセルのように軸方向に長い発電部３５４を有する場合であっても、燃料ガスを発電部３５４の他端側まで行き届かせることができ、発電部３５４の全面に亘って均一に燃料ガスを供給することができる。 On the other hand, in this embodiment, since liquid fuel is used as the fuel, adjustment of parameters such as spray pressure and spray time by the injector 55 enables adjustment of the liquid column section, droplet section, and gasification section. It can be performed. That is, by changing the gasification timing (gasification section) for each spray, a space in which the fuel concentration, temperature, output, and the like are uniform over the length direction of the power generation unit 354 can be maintained.
Also in the present embodiment, as in the first embodiment described above, the flow rate of the fuel gas increases as compared with the liquid fuel due to the pressure expansion during the vaporization of the liquid fuel. Therefore, there is no need to use a pump or the like for sending the fuel gas to the fuel electrode 302, so that the manufacturing cost and maintenance load can be reduced, and the apparatus can be reduced in size and weight. And even if it has a long power generation unit 354 in the axial direction like a tube cell, the fuel gas can reach the other end side of the power generation unit 354 and can be uniformly distributed over the entire surface of the power generation unit 354. Fuel gas can be supplied.

図２０は、本実施形態の発電部３５４に液体燃料を供給した場合における、発電部３５４の長さ方向の位置に対する第２反応室３１１内の燃料濃度、及び発電部３５４内の温度を示すグラフであり、図２１は発電部３５４の長さ方向の位置に対する電気変換効率及び出力を示すグラフである。なお、図２０，２１では、ガス化区間の異なる２種類の噴霧パターンで液体燃料を噴霧した場合について示している。
図２０に示すように、燃料として液体燃料を発電部３５４に供給した場合には、Ｊ地点及びＫ地点で燃料濃度が急増していることがわかる。すなわち、２種類の噴霧パターンで噴霧された液体燃料が、Ｊ地点及びＫ地点の２箇所で燃料ガス化することになる。そのため、発電部３５４の長さ方向における出力がガス燃料を用いた場合に比べて、発電部３５４の長さ方向に亘って均一となる。具体的には、Ｊ地点で燃料ガス化した燃料ガスは、Ｋ地点に至るまでの間で発電に供されるが、Ｋ地点で再び燃料ガス化した燃料ガスが供給されるので、Ｋ地点から発電部３５４の他端に至るまでの間も効率的に発電が行われる。また、Ｋ地点で再び燃料ガス化するためには気化熱が必要となるので、この際に発電部３５４内が冷却される。その結果、発電部３５４内の温度も長さ方向に亘って略均一に保たれる。さらに、図２１に示すように、上述したように発電部３５４内の燃料濃度が均一に保たれるため、発電部３５４の長さ方向における出力がガス燃料を用いた場合に比べて均一となる。 FIG. 20 is a graph showing the fuel concentration in the second reaction chamber 311 and the temperature in the power generation unit 354 with respect to the position in the length direction of the power generation unit 354 when liquid fuel is supplied to the power generation unit 354 of this embodiment. FIG. 21 is a graph showing the electrical conversion efficiency and output with respect to the position of the power generation unit 354 in the length direction. 20 and 21 show a case where liquid fuel is sprayed using two types of spray patterns with different gasification sections.
As shown in FIG. 20, when liquid fuel is supplied to the power generation unit 354 as fuel, it can be seen that the fuel concentration rapidly increases at the J point and the K point. That is, the liquid fuel sprayed in two types of spray patterns is converted into fuel gas at two points, J point and K point. Therefore, the output in the length direction of the power generation unit 354 is uniform over the length direction of the power generation unit 354 compared to the case where gas fuel is used. Specifically, the fuel gas converted into fuel gas at point J is used for power generation until reaching point K, but fuel gas converted into fuel gas is supplied again at point K. Power generation is efficiently performed until the other end of the power generation unit 354 is reached. In addition, since the heat of vaporization is necessary to re-gasify the fuel at the point K, the inside of the power generation unit 354 is cooled at this time. As a result, the temperature in the power generation unit 354 is also maintained substantially uniform over the length direction. Furthermore, as shown in FIG. 21, since the fuel concentration in the power generation unit 354 is kept uniform as described above, the output in the length direction of the power generation unit 354 is more uniform than when gas fuel is used. .

この構成によれば、発電部３５４にチューブセルを用いた場合であっても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。また、上述したようにインジェクター５５により発電部３５４内に液体燃料を供給することで、発電部３５４の長さ方向に亘って略均一に発電が行われることになる。これにより、発電効率を向上させることができるとともに、発電体３０６が局所的に劣化することを防止できる。また、円板状のＳＯＦＣに比べて強度が高いため、急激な昇温・降温によりサーマルショックが生じた場合であっても、発電部３５４の割れ等を防ぐことができる。
なお、本実施形態では、チューブセルの全面に亘ってＳＯＦＣの固体電解質膜３０１を形成する場合について説明したが、これに限らず、固体電解質膜３０１を周方向に沿って分割したり、軸方向に沿って分割したりして、それらを直列接続するようにしてもよい。 According to this structure, even if it is a case where a tube cell is used for the electric power generation part 354, there can exist an effect similar to 1st Embodiment. Further, as described above, by supplying the liquid fuel into the power generation unit 354 by the injector 55, power generation is performed substantially uniformly over the length direction of the power generation unit 354. As a result, the power generation efficiency can be improved and the power generation body 306 can be prevented from being locally degraded. In addition, since the strength is higher than that of the disk-shaped SOFC, cracking of the power generation unit 354 and the like can be prevented even when a thermal shock occurs due to rapid temperature increase / decrease.
In this embodiment, the SOFC solid electrolyte membrane 301 is formed over the entire surface of the tube cell. However, the present invention is not limited to this, and the solid electrolyte membrane 301 is divided along the circumferential direction, Or may be connected in series.

なお、本発明の技術範囲は、上述した実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において、上述した実施形態に種々の変更を加えたものを含む。すなわち、上述した実施形態で挙げた構成等はほんの一例に過ぎず、適宜変更が可能である。
また、第１実施形態において、ＤＯモードとＤＣモードとの切替タイミング、すなわち炭素の析出量を電圧に基づいて判断する場合について説明したが、これに限られず、第２反応室２２内の温度等、熱自立の状態から平衡状態が保たれなくなった時点に基づいて判断することも可能である。
さらに、ガス燃料を直接第２反応室に供給して上述した発電装置で発電を行うことも可能である。
また、各実施形態において、液体燃料の連続噴霧、パルス噴霧の双方が可能である。 It should be noted that the technical scope of the present invention is not limited to the above-described embodiments, and includes those in which various modifications are made to the above-described embodiments without departing from the spirit of the present invention. In other words, the configuration described in the above-described embodiment is merely an example, and can be changed as appropriate.
In the first embodiment, the switching timing between the DO mode and the DC mode, that is, the case where the amount of carbon deposition is determined based on the voltage has been described. However, the present invention is not limited to this, and the temperature in the second reaction chamber 22 and the like. It is also possible to make a determination based on the point in time when the equilibrium state is no longer maintained from the state of thermal independence.
Furthermore, it is also possible to supply gas fuel directly to the second reaction chamber and generate power with the above-described power generation apparatus.
In each embodiment, both continuous spraying and pulse spraying of liquid fuel are possible.

１，１００，２００，３００…発電装置 ７，３０２…燃料極（他方の電極） ８，３０４…空気極（一方の電極） １１…加熱炉 １０，３０６…発電体 ２２，２２２…第２反応室 ４２，２４２…第１反応室 ５５…インジェクター DESCRIPTION OF SYMBOLS 1,100,200,300 ... Electric power generation apparatus 7,302 ... Fuel electrode (the other electrode) 8,304 ... Air electrode (one electrode) 11 ... Heating furnace 10,306 ... Electric power generation body 22,222 ... Second reaction chamber 42,242 ... first reaction chamber 55 ... injector

Claims (5)

固体酸化物型燃料電池の発電体の一方の電極に酸化剤ガスを供給し、該一方の電極において前記酸化剤ガスを反応させる第１反応室と、
前記発電体の他方の電極に燃料ガスを供給し、該他方の電極において前記燃料ガスを反応させる第２反応室と、
前記第１反応室及び前記第２反応室を、温度制御可能な加熱炉内に設け、前記酸化剤ガスと前記燃料ガスとが前記発電体で反応する際に発電される発電装置であって、
前記第２反応室に、前記他方の電極に向けて液体燃料を噴射するインジェクターを接続し、
該インジェクターから噴射される前記液体燃料を前記加熱炉の温度制御により燃料ガス化させるガス化区間を、前記第２反応室に設定したことを特徴とする発電装置。 A first reaction chamber for supplying an oxidant gas to one electrode of the power generator of the solid oxide fuel cell, and causing the oxidant gas to react at the one electrode;
A second reaction chamber for supplying a fuel gas to the other electrode of the power generation body and reacting the fuel gas at the other electrode;
The first reaction chamber and the second reaction chamber are provided in a temperature-controllable heating furnace, and a power generator that generates electric power when the oxidant gas and the fuel gas react with each other in the power generator,
The second reaction chamber, connects the injector for injecting liquids fuel toward the other electrode,
A power generation apparatus, wherein a gasification section in which the liquid fuel injected from the injector is gasified by controlling the temperature of the heating furnace is set in the second reaction chamber. 前記インジェクターは、前記液体燃料をパルス噴射することを特徴とする請求項１記載の発電装置。   The power generator according to claim 1, wherein the injector performs pulse injection of the liquid fuel. 前記燃料ガスは、水蒸気を含まないドライ炭化水素燃料であり、
前記燃料ガスのうち、固体炭素以外の成分を燃料源として、前記酸化剤ガスと反応させることにより発電を行う燃料ガス消費モードを有することを特徴とする請求項１または請求項２記載の発電装置。 The fuel gas is a dry hydrocarbon fuel containing no water vapor,
3. The power generator according to claim 1, further comprising: a fuel gas consumption mode in which power generation is performed by reacting the fuel gas with a component other than solid carbon as a fuel source and the oxidant gas. 4. . 前記燃料ガスは、固体炭素を含む燃料ガスとし、
前記燃料ガスの炭化により前記第２反応室内に析出した固体炭素を燃料源として消費するべく、前記第２反応室内を閉塞した状態で、前記加熱炉の温度を所定温度に制御する析出炭素消費モードを有することを特徴とする請求項１または請求項２記載の発電装置。 The fuel gas is a fuel gas containing solid carbon,
A precipitated carbon consumption mode in which the temperature of the heating furnace is controlled to a predetermined temperature in a state where the second reaction chamber is closed in order to consume solid carbon precipitated in the second reaction chamber as a fuel source by carbonization of the fuel gas. The power generation device according to claim 1, further comprising: 前記燃料ガスは、固体炭素を含む燃料ガスとし、
前記燃料ガスの炭化により前記第２反応室内に、固体炭素が所定値以上析出したか否かを判断するための炭素析出判断手段と、
前記炭素析出判断手段の判断結果に基づいて、発電モードの切替制御を行う制御部とを備え、
前記制御部は、
前記炭素析出判断手段により固体炭素の析出量が所定値未満と判断された場合に、前記燃料ガスのうち、固体炭素以外の成分を燃料源として発電を行う燃料ガス消費モードと、
固体炭素の析出量が所定値以上と判断された場合に、前記第２反応室内に析出した固体炭素を燃料源として発電を行う析出炭素消費モードとを切り替えることを特徴とする請求項１または請求項２記載の発電装置。 The fuel gas is a fuel gas containing solid carbon,
Carbon deposition judgment means for judging whether or not solid carbon is deposited in the second reaction chamber by a carbonization of the fuel gas in a predetermined value or more;
Based on the determination result of the carbon deposition determination means, comprising a control unit that performs switching control of the power generation mode,
The controller is
A fuel gas consumption mode in which power generation is performed using a component other than solid carbon as a fuel source in the fuel gas when the carbon deposition determination means determines that the amount of solid carbon deposited is less than a predetermined value;
2. The precipitated carbon consumption mode in which power generation is performed using solid carbon deposited in the second reaction chamber as a fuel source when the amount of solid carbon deposited is determined to be equal to or greater than a predetermined value. Item 3. The power generation device according to Item 2.
JP2009000420A 2009-01-05 2009-01-05 Power generator Active JP5344565B2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2009000420A JP5344565B2 (en) 2009-01-05 2009-01-05 Power generator

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2009000420A JP5344565B2 (en) 2009-01-05 2009-01-05 Power generator

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2010157478A JP2010157478A (en) 2010-07-15
JP5344565B2 true JP5344565B2 (en) 2013-11-20

Family

ID=42575217

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2009000420A Active JP5344565B2 (en) 2009-01-05 2009-01-05 Power generator

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP5344565B2 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5489327B2 (en) * 2009-08-11 2014-05-14 国立大学法人東京工業大学 Power generation method for solid oxide battery and solid oxide battery for generating power using the power generation method

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3614110B2 (en) * 2001-02-21 2005-01-26 日産自動車株式会社 Fuel cell system
JP4325181B2 (en) * 2002-12-11 2009-09-02 日産自動車株式会社 Fuel cell system
JP2004235027A (en) * 2003-01-30 2004-08-19 Nissan Motor Co Ltd Fuel cell system
JP4504642B2 (en) * 2003-08-21 2010-07-14 独立行政法人科学技術振興機構 Solid oxide fuel cell and method of operating solid oxide fuel cell
JP2005203229A (en) * 2004-01-15 2005-07-28 Toyota Motor Corp Fuel cell system
JP5328226B2 (en) * 2008-05-20 2013-10-30 本田技研工業株式会社 Solid oxide fuel cell

Also Published As

Publication number Publication date
JP2010157478A (en) 2010-07-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10647572B2 (en) Liquid fuel reformer including a vaporizer and method of reforming liquid reformable fuel
EP1840997B1 (en) Method of starting solid oxide fuel cell system
CN110302722B (en) Dual liquid and gaseous fuel reformer and reforming process
JP5643712B2 (en) Fuel cell module
JP5807173B2 (en) Hydrogen generator and fuel cell system provided with the same
US9343765B2 (en) Fuel cell module
AU2014346711A1 (en) Liquid fuel reformer including a vaporizer and method of reforming liquid reformable fuel
US8003269B2 (en) Fuel reforming apparatus and its method of driving and fuel cell system including the apparatus
WO2010066462A1 (en) Fuel cell system with a flexible venturi system for selective, controllable operation
CN100388551C (en) Burner for a reformer of a fuel cell system, and reformer and fuel cell system with the same
JP6477889B2 (en) Solid oxide fuel cell system
JP2012520234A (en) Fuel injection apparatus and method for fuel reformer
JP5344565B2 (en) Power generator
JP2003321206A (en) Single tubular cylinder type reforming apparatus
JP2007200709A (en) Solid oxide fuel cell stack and its operation method
WO2005077820A1 (en) Fuel reformer
KR101421355B1 (en) Fuel humidifier
JP2018104232A (en) Hydrogen production apparatus
JP2009302010A (en) Fuel cell cogeneration system
JP2002246050A (en) Fuel cell generator
JP2001106513A (en) Fuel reforming device
JP5388820B2 (en) Hydrogen generator and fuel cell system provided with the same
JP2012186048A (en) Fuel evaporating apparatus
JP2006342047A (en) Reformer, method for controlling pump in fuel cell system, and control unit
JP2014163283A (en) Combined power generation system

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20111028

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821

Effective date: 20111027

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20111130

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20130319

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20130321

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20130419

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: 20130709

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20130808

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 5344565

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

S111 Request for change of ownership or part of ownership

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313117

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350