JP5741803B2 - 固体酸化物形燃料電池装置 - Google Patents

Description

本発明は、固体酸化物形燃料電池装置に係わり、特に、燃料と発電用の酸化剤ガスを反応させることにより電力を生成する固体酸化物型燃料電池装置に関する。

従来、固体酸化物形燃料電池装置（ＳＯＦＣ）は、起動工程において、燃料を改質器において改質する工程、すなわち、水蒸気改質反応工程（ＳＲ工程）を経て、発電工程へ移行するように構成されている（例えば、特許文献１参照）。

ＳＯＦＣでは、この工程を実行することにより、燃料電池モジュール収納室内に配置された改質器や燃料電池セルスタック等を動作温度まで昇温させることができる。ＳＯＦＣの動作温度は６００〜８００℃であり、起動工程において、燃料電池セルスタック等をこの温度まで昇温させた後、発電工程が開始される。

特開２００４−３１９４２０号公報

しかしながら、起動工程から発電工程へ移行する際には、起動工程において専ら燃料電池セルスタック等の温度を上昇させるために消費されていた燃料の多くが、電力を生成するために消費されるようになる。このため、起動工程から発電工程への移行時には、燃料電池モジュールの運転状態が大きく変化し、燃料電池セルスタックの急激な温度降下等、運転状態が不安定になりやすいという問題がある。特に、起動工程から発電工程への移行時には、運転状態が大きく変化するため、燃料電池モジュールを制御するために制御部が参照する各種制御パラメータも変動しやすく、この変動により制御パラメータに誤差が生じ、これにより制御が不安定になるという問題もある。

従って、本発明は、起動工程から発電工程へ円滑に移行することができる固体酸化物形燃料電池を提供することを目的としている。

上述した課題を解決するために、本発明は、燃料と発電用の酸化剤ガスを反応させることにより電力を生成する固体酸化物型燃料電池装置であって、複数の固体電解質型燃料電池セルを備えた燃料電池モジュールと、水蒸気改質を発生させる改質反応であるＳＲ１、及び、ＳＲ１よりも少量の燃料を水蒸気改質する改質反応であるＳＲ２を発生させることによって水素を生成する改質器と、この改質器に燃料を供給することにより、改質器で改質された燃料を固体電解質型燃料電池セルに送り込む燃料供給手段と、改質器に改質用の水蒸気を供給する水蒸気供給手段と、固体電解質型燃料電池セルに発電用の酸化剤ガスを供給する発電用酸化剤ガス供給手段と、燃料電池モジュール内の温度を測定する温度検出手段と、燃料供給手段、水蒸気供給手段、及び発電用酸化剤ガス供給手段を制御して、予め決定された温度帯域において、改質器内でＳＲ１、ＳＲ２の順序で改質反応を生じさせて燃料電池モジュールから電力を取出可能な発電開始温度まで固体電解質型燃料電池セルを昇温させる起動工程を実行する一方で、起動工程を終了した後、燃料電池モジュールから電力を取出す発電工程を開始するように構成された制御手段と、を有し、制御手段は、起動工程中のＳＲ２において、燃料供給量を一定に維持すると共に、固体電解質型燃料電池セルが発電開始温度に到達している場合でも予め決定されている発電移行時間以上ＳＲ２を実行し、発電工程において使用する所定の制御パラメータの初期値を、温度検出手段によって測定された、予め決定されている発電移行時間中における温度の推移に基づいて計算することを特徴としている。

このように構成された本発明においては、制御手段が、燃料供給手段、水蒸気供給手段を夫々制御して、燃料、水蒸気を改質器に供給し、起動工程中に改質器内において、ＳＲ１、ＳＲ２の各改質反応を順次発生させ水素を生成させる。起動工程により、燃料電池モジュールに備えられた固体電解質型燃料電池セルの温度が発電開始温度まで上昇した後、燃料電池モジュールから電力を取出す発電工程が開始される。制御手段は、起動工程中のＳＲ２において、燃料供給量を一定に維持すると共に、固体電解質型燃料電池セルが発電開始温度に到達している場合でも所定の発電移行時間以上ＳＲ２を実行する。制御手段は、発電工程における所定の制御パラメータの初期値を、ＳＲ２期間中における制御パラメータの推移に基づいて計算する。

一般に、固体酸化物型燃料電池においては、起動工程から発電工程に移行する際には運転状態が不安定になりやすく、燃料電池モジュールが急激な温度低下を起こすリスクがある。本発明によれば、起動工程中のＳＲ２において、燃料供給量が一定に維持されると共に、所定の発電移行時間以上ＳＲ２が維持される。さらに、発電工程における所定の制御パラメータの初期値が、ＳＲ２期間中における制御パラメータの推移に基づいて計算される。このため、運転状態が不安定になりやすい発電工程開始時の制御パラメータの初期値を、運転状態が非常に安定しているＳＲ２期間中に整えることができ、制御が不安定になるリスクを抑制することができる。また、制御パラメータの初期値を整えるＳＲ２期間が、少なくとも発電移行時間以上維持されるので、この期間の制御パラメータの推移に基づいて計算される初期値は信頼性の高いものとなり、制御が不安定になるリスクを、より低下させることができる。さらに、制御パラメータの初期値を整えるＳＲ２期間は、ＳＲ１よりも燃料供給量が減少されているため、発電工程における運転条件に近い。従って、ＳＲ２期間の推移に基づいて計算された制御パラメータの初期値は、発電工程中における制御パラメータと良く整合し、より円滑に発電工程に移行することが可能になる。

本発明において、好ましくは、制御手段は、改質器の温度が所定のＳＲ２移行改質器温度を超え、且つ、固体電解質型燃料電池セルの温度が所定のＳＲ２移行セル温度を超えると、ＳＲ１からＳＲ２に移行するように構成される一方、改質器の温度が所定のＳＲ２強制移行温度を超えた場合には、固体電解質型燃料電池セルの温度がＳＲ２移行セル温度に到達する前にＳＲ２に移行させる。

このように構成された本発明によれば、改質器がＳＲ２強制移行温度を超えた場合にＳＲ２に強制的に移行されるので、ＳＲ２期間を発電移行時間以上維持することにより、改質器の温度が過度に上昇するのを抑制することができる。また、温度が過度に上昇することにより、計算された制御パラメータの初期値に誤差が発生するのを抑制することができる。

本発明において、好ましくは、制御手段は、起動工程中の、ＳＲ２を生じさせている間に、燃料電池モジュールに所定の微弱電力を発電させる。
このように構成された本発明によれば、ＳＲ２の実行中に微弱電力を発電させるので、起動工程中における運転状態を発電工程に近似させることができ、より円滑に発電工程に移行することができる。

本発明において、好ましくは、制御手段は、制御パラメータの初期値を、上記発電移行時間中における温度の移動平均により計算する。
このように構成された本発明によれば、燃料供給量が一定に維持されているＳＲ２期間中に制御パラメータの移動平均を計算するので、制御パラメータに混入しているノイズや、外乱の影響を効果的に除去し、信頼性の高い初期値を得ることができる。

本発明において、好ましくは、さらに、燃料電池モジュールで発生した熱を蓄積する蓄熱材を有し、制御手段は、ＳＲ２期間中における燃料電池モジュールの温度を積算することにより、制御パラメータの初期値として蓄熱材の蓄熱量を推定する。

このように構成された本発明によれば、蓄熱材に蓄積されている蓄熱量が制御パラメータの初期値として推定されるので、発電工程において蓄熱を有効に活用することが可能になる。また、信頼性の高い蓄熱量を推定することができるので、蓄熱を利用することによる温度降下のリスクを抑制することができる。

本発明によれば、起動工程から発電工程へ円滑に移行することができる固体酸化物形燃料電池を提供することができる。

本発明の一実施形態による燃料電池装置を示す全体構成図である。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の燃料電池モジュールを示す正面断面図である。 図２のIII-III線に沿った断面図である。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の燃料電池セルユニットを示す部分断面図である。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の燃料電池セルスタックを示す斜視図である。 本発明の一実施形態による燃料電池装置を示すブロック図である。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の起動時の動作を示すタイムチャートである。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の停止時の動作を示すタイムチャートである。 本発明の一実施形態による燃料電池装置の起動処理手順の動作テーブルである。 本発明の一実施形態による燃料電池装置が再起動された場合における起動時の動作を示すタイムチャートである。 本発明の第１実施形態の固体酸化物型燃料電池における出力電流と燃料供給量の関係を示すグラフである。 本発明の第１実施形態の固体酸化物型燃料電池における出力電流と、供給された燃料により発生する熱量の関係を示すグラフである。 本発明の第１実施形態の固体酸化物型燃料電池において断熱材に蓄積された熱量を推定するために使用される蓄熱量推定テーブルである。 図１３の蓄熱量推定テーブルをグラフ化したものである。

次に、添付図面を参照して、本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）を説明する。
図１は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）を示す全体構成図である。この図１に示すように、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）１は、燃料電池モジュール２と、補機ユニット４を備えている。

燃料電池モジュール２は、ハウジング６を備え、このハウジング６内部には、断熱材７を介して密封空間８が形成されている。この密閉空間８の下方部分である発電室１０には、燃料と酸化剤（空気）とにより発電反応を行う燃料電池セル集合体１２が配置されている。この燃料電池セル集合体１２は、１０個の燃料電池セルスタック１４（図５参照）を備え、この燃料電池セルスタック１４は、１６本の燃料電池セルユニット１６（図４参照）から構成されている。このように、燃料電池セル集合体１２は、１６０本の燃料電池セルユニット１６を有し、これらの燃料電池セルユニット１６の全てが直列接続されている。

燃料電池モジュール２の密封空間８の上述した発電室１０の上方には、燃焼室１８が形成され、この燃焼室１８で、発電反応に使用されなかった残余の燃料と残余の酸化剤（空気）とが燃焼し、排気ガスを生成するようになっている。
また、この燃焼室１８の上方には、燃料を改質する改質器２０が配置され、前記残余ガスの燃焼熱によって改質器２０を改質反応が可能な温度となるように加熱している。さらに、この改質器２０の上方には、改質器２０の熱を受けて空気を加熱し、改質器２０の温度低下を抑制するための空気用熱交換器２２が配置されている。

次に、補機ユニット４は、水道等の水供給源２４からの水を貯水してフィルターにより純水とする純水タンク２６と、この貯水タンクから供給される水の流量を調整する水流量調整ユニット２８（モータで駆動される「水ポンプ」等）を備えている。また、補機ユニット４は、都市ガス等の燃料供給源３０から供給された燃料を遮断するガス遮断弁３２と、燃料ガスから硫黄を除去するための脱硫器３６と、燃料ガスの流量を調整する燃料流量調整ユニット３８（モータで駆動される「燃料ポンプ」等）を備えている。さらに、補機ユニット４は、空気供給源４０から供給される酸化剤である空気を遮断する電磁弁４２と、空気の流量を調整する改質用空気流量調整ユニット４４及び発電用空気流量調整ユニット４５（モータで駆動される「空気ブロア」等）と、改質器２０に供給される改質用空気を加熱する第１ヒータ４６と、発電室に供給される発電用空気を加熱する第２ヒータ４８とを備えている。これらの第１ヒータ４６と第２ヒータ４８は、起動時の昇温を効率よく行うために設けられているが、省略しても良い。

次に、燃料電池モジュール２には、排気ガスが供給される温水製造装置５０が接続されている。この温水製造装置５０には、水供給源２４から水道水が供給され、この水道水が排気ガスの熱により温水となり、図示しない外部の給湯器の貯湯タンクへ供給されるようになっている。
また、燃料電池モジュール２には、燃料ガスの供給量等を制御するための制御ボックス５２が取り付けられている。
さらに、燃料電池モジュール２には、燃料電池モジュールにより発電された電力を外部に供給するための電力取出部（電力変換部）であるインバータ５４が接続されている。

次に、図２及び図３により、本発明の実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の燃料電池モジュールの内部構造を説明する。図２は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の燃料電池モジュールを示す側面断面図であり、図３は、図２のIII-III線に沿って断面図である。
図２及び図３に示すように、燃料電池モジュール２のハウジング６内の密閉空間８には、上述したように、下方から順に、燃料電池セル集合体１２、改質器２０、空気用熱交換器２２が配置されている。

改質器２０は、その上流端側に純水を導入するための純水導入管６０と改質される燃料ガスと改質用空気を導入するための被改質ガス導入管６２が取り付けられ、また、改質器２０の内部には、上流側から順に、蒸発部２０ａと改質部２０ｂを形成され、これらの蒸発部２０ａと改質部２０ｂには改質触媒が充填されている。この改質器２０に導入された水蒸気（純水）が混合された燃料ガス及び空気は、改質器２０内に充填された改質触媒により改質される。改質触媒としては、アルミナの球体表面にニッケルを付与したものや、アルミナの球体表面にルテニウムを付与したものが適宜用いられる。

この改質器２０の下流端側には、燃料ガス供給管６４が接続され、この燃料ガス供給管６４は、下方に延び、さらに、燃料電池セル集合体１２の下方に形成されたマニホールド６６内で水平に延びている。燃料ガス供給管６４の水平部６４ａの下方面には、複数の燃料供給孔６４ｂが形成されており、この燃料供給孔６４ｂから、改質された燃料ガスがマニホールド６６内に供給される。

このマニホールド６６の上方には、上述した燃料電池セルスタック１４を支持するための貫通孔を備えた下支持板６８が取り付けられており、マニホールド６６内の燃料ガスが、燃料電池セルユニット１６内に供給される。

次に、改質器２０の上方には、空気用熱交換器２２が設けられている。この空気用熱交換器２２は、上流側に空気集約室７０、下流側に２つの空気分配室７２を備え、これらの空気集約室７０と空気分配室７２は、６個の空気流路管７４により接続されている。ここで、図３に示すように、３個の空気流路管７４が一組（７４ａ，７４ｂ，７４ｃ，７４ｄ，７４ｅ，７４ｆ）となっており、空気集約室７０内の空気が各組の空気流路管７４からそれぞれの空気分配室７２へ流入する。

空気用熱交換器２２の６個の空気流路管７４内を流れる空気は、燃焼室１８で燃焼して上昇する排気ガスにより予熱される。
空気分配室７２のそれぞれには、空気導入管７６が接続され、この空気導入管７６は、下方に延び、その下端側が、発電室１０の下方空間に連通し、発電室１０に余熱された空気を導入する。

次に、マニホールド６６の下方には、排気ガス室７８が形成されている。また、図３に示すように、ハウジング６の長手方向に沿った面である前面６ａと後面６ｂの内側には、上下方向に延びる排気ガス通路８０が形成され、この排気ガス室通路８０の上端側は、空気用熱交換器２２が配置された空間と連通し、下端側は、排気ガス室７８と連通している。また、排気ガス室７８の下面のほぼ中央には、排気ガス排出管８２が接続され、この排気ガス排出管８２の下流端は、図１に示す上述した温水製造装置５０に接続されている。
図２に示すように、燃料ガスと空気との燃焼を開始するための点火装置８３が、燃焼室１８に設けられている。

次に図４により燃料電池セルユニット１６について説明する。図４は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の燃料電池セルユニットを示す部分断面図である。
図４に示すように、燃料電池セルユニット１６は、燃料電池セル８４と、この燃料電池セル８４の上下方向端部にそれぞれ接続された内側電極端子８６とを備えている。
燃料電池セル８４は、上下方向に延びる管状構造体であり、内部に燃料ガス流路８８を形成する円筒形の内側電極層９０と、円筒形の外側電極層９２と、内側電極層９０と外側電極層９２との間にある電解質層９４とを備えている。この内側電極層９０は、燃料ガスが通過する燃料極であり、（−）極となり、一方、外側電極層９２は、空気と接触する空気極であり、（＋）極となっている。

燃料電池セル１６の上端側と下端側に取り付けられた内側電極端子８６は、同一構造であるため、ここでは、上端側に取り付けられた内側電極端子８６について具体的に説明する。内側電極層９０の上部９０ａは、電解質層９４と外側電極層９２に対して露出された外周面９０ｂと上端面９０ｃとを備えている。内側電極端子８６は、導電性のシール材９６を介して内側電極層９０の外周面９０ｂと接続され、さらに、内側電極層９０の上端面９０ｃとは直接接触することにより、内側電極層９０と電気的に接続されている。内側電極端子８６の中心部には、内側電極層９０の燃料ガス流路８８と連通する燃料ガス流路９８が形成されている。

内側電極層９０は、例えば、Ｎｉと、ＣａやＹ、Ｓｃ等の希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたジルコニアとの混合体、Ｎｉと、希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたセリアとの混合体、Ｎｉと、Ｓｒ、Ｍｇ、Ｃｏ、Ｆｅ、Ｃｕから選ばれる少なくとも一種をドープしたランタンガレードとの混合体、の少なくとも一種から形成される。

電解質層９４は、例えば、Ｙ、Ｓｃ等の希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたジルコニア、希土類元素から選ばれる少なくとも一種をドープしたセリア、Ｓｒ、Ｍｇから選ばれる少なくとも一種をドープしたランタンガレート、の少なくとも一種から形成される。

外側電極層９２は、例えば、Ｓｒ、Ｃａから選ばれた少なくとも一種をドープしたランタンマンガナイト、Ｓｒ、Ｃｏ、Ｎｉ、Ｃｕから選ばれた少なくとも一種をドープしたランタンフェライト、Ｓｒ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｃｕから選ばれた少なくとも一種をドープしたランタンコバルタイト、銀、などの少なくとも一種から形成される。

次に図５により燃料電池セルスタック１４について説明する。図５は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の燃料電池セルスタックを示す斜視図である。
図５に示すように、燃料電池セルスタック１４は、１６本の燃料電池セルユニット１６を備え、これらの燃料電池セルユニット１６の下端側及び上端側が、それぞれ、セラミック製の下支持板６８及び上支持板１００により支持されている。これらの下支持板６８及び上支持板１００には、内側電極端子８６が貫通可能な貫通穴６８ａ及び１００ａがそれぞれ形成されている。

さらに、燃料電池セルユニット１６には、集電体１０２及び外部端子１０４が取り付けられている。この集電体１０２は、燃料極である内側電極層９０に取り付けられた内側電極端子８６と電気的に接続される燃料極用接続部１０２ａと、空気極である外側電極層９２の外周面全体と電気的に接続される空気極用接続部１０２ｂとにより一体的に形成されている。空気極用接続部１０２ｂは、外側電極層９２の表面を上下方向に延びる鉛直部１０２ｃと、この鉛直部１０２ｃから外側電極層９２の表面に沿って水平方向に延びる多数の水平部１０２ｄとから形成されている。また、燃料極用接続部１０２ａは、空気極用接続部１０２ｂの鉛直部１０２ｃから燃料電池セルユニット１６の上下方向に位置する内側電極端子８６に向って斜め上方又は斜め下方に向って直線的に延びている。

さらに、燃料電池セルスタック１４の端（図５では左端の奥側及び手前側）に位置する２個の燃料電池セルユニット１６の上側端及び下側端の内側電極端子８６には、それぞれ外部端子１０４が接続されている。これらの外部端子１０４は、隣接する燃料電池セルスタック１４の端にある燃料電池セルユニット１６の外部端子１０４（図示せず）に接続され、上述したように、１６０本の燃料電池セルユニット１６の全てが直列接続されるようになっている。

次に図６により本実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）に取り付けられたセンサ類等について説明する。図６は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）を示すブロック図である。
図６に示すように、固体酸化物型燃料電池１は、制御部１１０を備え、この制御部１１０には、使用者が操作するための「ＯＮ」や「ＯＦＦ」等の操作ボタンを備えた操作装置１１２、発電出力値（ワット数）等の種々のデータを表示するための表示装置１１４、及び、異常状態のとき等に警報（ワーニング）を発する報知装置１１６が接続されている。なお、この報知装置１１６は、遠隔地にある管理センタに接続され、この管理センタに異常状態を通知するようなものであっても良い。

次に、制御部１１０には、以下に説明する種々のセンサからの信号が入力されるようになっている。
先ず、可燃ガス検出センサ１２０は、ガス漏れを検知するためのもので、燃料電池モジュール２及び補機ユニット４に取り付けられている。
ＣＯ検出センサ１２２は、本来排気ガス通路８０等を経て外部に排出される排気ガス中のＣＯが、燃料電池モジュール２及び補機ユニット４を覆う外部ハウジング（図示せず）へ漏れたかどうかを検知するためのものである。
貯湯状態検出センサ１２４は、図示しない給湯器におけるお湯の温度や水量を検知するためのものである。

電力状態検出センサ１２６は、インバータ５４及び分電盤（図示せず）の電流及び電圧等を検知するためのものである。
発電用空気流量検出センサ１２８は、発電室１０に供給される発電用空気の流量を検出するためのものである。
改質用空気流量センサ１３０は、改質器２０に供給される改質用空気の流量を検出するためのものである。
燃料流量センサ１３２は、改質器２０に供給される燃料ガスの流量を検出するためのものである。

水流量センサ１３４は、改質器２０に供給される純水の流量を検出するためのものである。
水位センサ１３６は、純水タンク２６の水位を検出するためのものである。
圧力センサ１３８は、改質器２０の外部の上流側の圧力を検出するためのものである。
排気温度センサ１４０は、温水製造装置５０に流入する排気ガスの温度を検出するためのものである。

発電室温度センサ１４２は、図３に示すように、燃料電池セル集合体１２の近傍の前面側と背面側に設けられ、燃料電池セルスタック１４の近傍の温度を検出して、燃料電池セルスタック１４（即ち燃料電池セル８４自体）の温度を推定するためのものである。
燃焼室温度センサ１４４は、燃焼室１８の温度を検出するためのものである。
排気ガス室温度センサ１４６は、排気ガス室７８の排気ガスの温度を検出するためのものである。
改質器温度センサ１４８は、改質器２０の温度を検出するためのものであり、改質器２０の入口温度と出口温度から改質器２０の温度を算出する。
外気温度センサ１５０は、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）が屋外に配置された場合、外気の温度を検出するためのものである。また、外気の湿度等を測定するセンサを設けるようにしても良い。

これらのセンサ類からの信号は、制御部１１０に送られ、制御部１１０は、これらの信号によるデータに基づき、水流量調整ユニット２８、燃料流量調整ユニット３８、改質用空気流量調整ユニット４４、発電用空気流量調整ユニット４５に、制御信号を送り、これらのユニットにおける各流量を制御するようになっている。

次に図７により本実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）による起動時の動作を説明する。図７は、本発明の一実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の起動時の動作を示すタイムチャートである。
最初は、燃料電池モジュール２を温めるために、無負荷状態で、即ち、燃料電池モジュール２を含む回路を開いた状態で、運転を開始する。このとき、回路に電流が流れないので、燃料電池モジュール２は発電を行わない。

先ず、改質用空気流量調整ユニット４４から改質用空気を第１ヒータ４６を経由して燃料電池モジュール２の改質器２０へ供給する。また、同時に、発電用空気流量調整ユニット４５から発電用空気を第２ヒータ４８を経由して燃料電池モジュール２の空気用熱交換器２２へ供給し、この発電用空気が、発電室１０及び燃焼室１８に到達する。
この直ぐ後、燃料流量調整ユニット３８からも燃料ガスが供給され、改質用空気が混合された燃料ガスが、改質器２０及び燃料電池セルスタック１４、燃料電池セルユニット１６を通過して、燃焼室１８に到達する。

次に、点火装置８３により着火して、燃焼室１８にある燃料ガスと空気（改質用空気及び発電用空気）とを燃焼させる。この燃料ガスと空気との燃焼により排気ガスが生じ、この排気ガスにより、発電室１０が暖められ、また、排気ガスが燃料電池モジュール２の密封空間８内を上昇する際、改質器２０内の改質用空気を含む燃料ガスを暖めると共に、空気熱交換器２２内の発電用空気も暖める。

このとき、燃料流量調整ユニット３８及び改質用空気流量調整ユニット４４により、改質用空気が混合された燃料ガスが改質器２０に供給されているので、改質器２０において、式（１）に示す部分酸化改質反応ＰＯＸが進行する。この部分酸化改質反応ＰＯＸは、発熱反応であるので、起動性が良好となる。また、この昇温した燃料ガスが燃料ガス供給管６４により燃料電池セルスタック１４の下方に供給され、これにより、燃料電池セルスタック１４が下方から加熱され、また、燃焼室１８も燃料ガスと空気が燃焼して昇温されているので、燃料電池セルスタック１４は、上方からも加熱され、この結果、燃料電池セルスタック１４は、上下方向において、ほぼ均等に昇温可能となっている。この部分酸化改質反応ＰＯＸが進行しても、燃焼室１８では継続して燃料ガスと空気との燃焼反応が持続される。

Ｃ_mＨ_n＋ｘＯ₂ → aＣＯ₂＋ｂＣＯ＋ｃＨ₂ （１）

部分酸化改質反応ＰＯＸの開始後、改質器温度センサ１４８により改質器２０が所定温度（例えば、６００℃）になったことを検知したとき、水流量調整ユニット２８、燃料流量調整ユニット３８及び改質用空気流量調整ユニット４４により、燃料ガスと改質用空気と水蒸気とを予め混合したガスを改質器２０に供給する。このとき、改質器２０においては、上述した部分酸化改質反応ＰＯＸと後述する水蒸気改質反応ＳＲとが併用されたオートサーマル改質反応ＡＴＲが進行する。このオートサーマル改質反応ＡＴＲは、熱的に内部バランスが取れるので、改質器２０内では熱的に自立した状態で反応が進行する。即ち、酸素（空気）が多い場合には部分酸化改質反応ＰＯＸによる発熱が支配的となり、水蒸気が多い場合には水蒸気改質反応ＳＲによる吸熱反応が支配的となる。この段階では、既に起動の初期段階は過ぎており、発電室１０内がある程度の温度まで昇温されているので、吸熱反応が支配的であっても大幅な温度低下を引き起こすことはない。また、オートサーマル改質反応ＡＴＲが進行中も、燃焼室１８では燃焼反応が継続して行われている。

式（２）に示すオートサーマル改質反応ＡＴＲの開始後、改質器温度センサ１４６により改質器２０が所定温度（例えば、７００℃）になったことを検知したとき、改質用空気流量調整ユニット４４による改質用空気の供給を停止すると共に、水流量調整ユニット２８による水蒸気の供給を増加させる。これにより、改質器２０には、空気を含まず燃料ガスと水蒸気のみを含むガスが供給され、改質器２０において、式（３）の水蒸気改質反応ＳＲが進行する。

Ｃ_mＨ_n＋ｘＯ₂＋ｙＨ₂Ｏ → aＣＯ₂＋ｂＣＯ＋ｃＨ₂ （２）
Ｃ_mＨ_n＋ｘＨ₂Ｏ → aＣＯ₂＋ｂＣＯ＋ｃＨ₂ （３）

この水蒸気改質反応ＳＲは吸熱反応であるので、燃焼室１８からの燃焼熱と熱バランスをとりながら反応が進行する。この段階では、燃料電池モジュール２の起動の最終段階であるため、発電室１０内が十分高温に昇温されているので、吸熱反応が進行しても、発電室１０が大幅な温度低下を招くこともない。また、水蒸気改質反応ＳＲが進行しても、燃焼室１８では継続して燃焼反応が進行する。

このようにして、燃料電池モジュール２は、点火装置８３により点火した後、部分酸化改質反応ＰＯＸ、オートサーマル改質反応ＡＴＲ、水蒸気改質反応ＳＲが、順次進行することにより、発電室１０内の温度が徐々に上昇する。次に、発電室１０内及び燃料電池セル８４の温度が燃料電池モジュール２を安定的に作動させる定格温度よりも低い所定の発電温度に達したら、燃料電池モジュール２を含む回路を閉じ、燃料電池モジュール２による発電を開始し、それにより、回路に電流が流れる。燃料電池モジュール２の発電により、燃料電池セル８４自体も発熱し、燃料電池セル８４の温度も上昇する。この結果、燃料電池モジュール２を作動させる定格温度、例えば、６００℃〜８００℃になる。

この後、定格温度を維持するために、燃料電池セル８４で消費される燃料ガス及び空気の量よりも多い燃料ガス及び空気を供給し、燃焼室１８での燃焼を継続させる。なお、発電中は、改質効率の高い水蒸気改質反応ＳＲで発電が進行する。

次に、図８により本実施形態による固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の運転停止時の動作を説明する。図８は、本実施形態により固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の運転停止時の動作を示すタイムチャートである。
図８に示すように、燃料電池モジュール２の運転停止を行う場合には、先ず、燃料流量調整ユニット３８及び水流量調整ユニット２８を操作して、燃料ガス及び水蒸気の改質器２０への供給量を減少させる。

また、燃料電池モジュール２の運転停止を行う場合には、燃料ガス及び水蒸気の改質器２０への供給量を減少させると同時に、改質用空気流量調整ユニット４４による発電用空気の燃料電池モジュール２内への供給量を増大させて、燃料電池セル集合体１２及び改質器２０を空気により冷却し、これらの温度を低下させる。その後、改質器２０の温度が所定温度、例えば、４００℃まで低下したとき、燃料ガス及び水蒸気の改質器２０への供給を停止し、改質器２０の水蒸気改質反応ＳＲを終了する。この発電用空気の供給は、改質器２０の温度が所定温度、例えば、２００℃まで低下するまで、継続し、この所定温度となったとき、発電用空気流量調整ユニット４５からの発電用空気の供給を停止する。

このように、本実施形態においては、燃料電池モジュール２の運転停止を行うとき、改質器２０による水蒸気改質反応ＳＲと発電用空気による冷却とを併用しているので、比較的短時間に、燃料電池モジュールの運転を停止させることができる。

次に、図７及び図９を参照して、本実施形態による固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）の起動時の動作を詳細に説明する。
図９は、燃料電池１の起動処理手順を示す動作テーブルである。図９に示すように、起動工程では、制御部１１０が各運転制御状態（燃焼運転工程、ＰＯＸ１工程、ＰＯＸ２工程、ＡＴＲ１工程、ＡＴＲ２工程、ＳＲ１工程、ＳＲ２工程）を時間的に順に実行し、発電工程へ移行するように構成されている。

なお、ＰＯＸ１工程及びＰＯＸ２工程は、改質器２０内で部分酸化改質反応が行われる工程である。また、ＡＴＲ１工程及びＡＴＲ２工程は、改質器２０内でオートサーマル改質反応が行われる工程である。また、ＳＲ１工程及びＳＲ２工程は、改質器２０内で水蒸気改質反応が行われる工程である。上記各ＰＯＸ工程、ＡＴＲ工程、ＳＲ工程は、それぞれ２つに細分化されているが、これに限らず、３つ以上に細分化してもよいし、細分化しない構成とすることもできる。

まず、時刻ｔ₀において燃料電池１を起動すると、制御部１１０は、改質用酸化剤ガス供給手段である改質用空気流量調整ユニット４４及び発電用酸化剤ガス供給手段である発電用空気流量調整ユニット４５に信号を送って、これらを起動させ、改質用空気（酸化剤ガス）及び発電用空気を燃料電池モジュール２に供給する。なお、本実施形態においては、時刻ｔ₀において供給が開始される改質用空気の供給量は１０．０（L/min）、発電用空気の供給量は１００．０（L/min）に設定される（図９の「燃焼運転」工程参照）。

次いで、時刻ｔ₁において、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送って、改質器２０への燃料供給を開始する。これにより、改質器２０へ送り込まれた燃料及び改質用空気は、改質器２０、燃料ガス供給管６４、マニホールド６６を介して各燃料電池セルユニット１６内に送り込まれる。各燃料電池セルユニット１６内に送り込まれた燃料及び改質用空気は、各燃料電池セルユニット１６の燃料ガス流路９８上端から流出する。なお、本実施形態において、時刻ｔ₁において供給が開始される燃料の供給量は６．０（L/min）に設定されている（図９の「燃焼運転」工程参照）。

さらに、時刻ｔ₂において、制御部１１０は、点火装置８３に信号を送り、燃料電池セルユニット１６から流出する燃料に点火する。これにより、燃焼室１８内で燃料が燃焼され、この熱により、その上方に配置された改質器２０が加熱されると共に、燃焼室１８、発電室１０、及びその中に配置された各燃料電池セルユニット１６の温度、即ち、燃料電池セルスタック１４の温度も上昇する（図７の時刻ｔ₂〜ｔ₃参照）。燃料ガス流路９８を含む燃料電池セルユニット１６及びその上端部位は燃焼部に相当する。

改質器２０が加熱されることにより、改質器２０の温度（以下「改質器温度」という）が３００℃程度まで上昇すると、改質器２０内においては、部分酸化改質反応（ＰＯＸ）が発生する（図７の時刻ｔ₃：ＰＯＸ１工程開始）。このＰＯＸ１工程においても、燃料供給量は６．０（L/min）、改質用空気供給量は１０．０（L/min）に維持される（図９の「ＰＯＸ１」工程参照）。部分酸化改質反応は発熱反応であるため、改質器２０は、部分酸化改質反応の発生により、その反応熱によっても加熱されるようになる（図７の時刻ｔ₃〜ｔ₅）。

さらに温度が上昇し、改質器温度が３５０℃に達すると（ＰＯＸ２移行条件）、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送り、燃料供給量を減少させると共に、改質用空気流量調整ユニット３８に信号を送り、改質用空気供給量を増加させる（図７の時刻ｔ₄：ＰＯＸ２工程開始）。これにより、燃料供給量は５．０（L/min）に変更され、改質用空気供給量は１８．０（L/min）に変更される（図９の「ＰＯＸ２」工程参照）。これらの供給量は、部分酸化改質反応を発生させるために適切な供給量である。即ち、部分酸化改質反応が発生し始める初期の温度領域においては、供給する燃料の割合を多くすることにより、燃料に確実に着火させる状態を形成すると共に、その供給量を維持して着火を安定させる（図９の「ＰＯＸ１」工程参照）。さらに、安定して着火され、温度が上昇した後には、部分酸化改質反応を生成するために必要にして十分な燃料供給量として、燃料の浪費を抑えている（図９の「ＰＯＸ２」工程参照）。

次に、図７の時刻ｔ₅において、改質器温度が６００℃以上、且つ、セルスタック温度が２５０℃以上になると（ＡＴＲ１移行条件）、制御部１１０は、改質用空気流量調整ユニット４４に信号を送り、改質用空気供給量を減少させると共に、水蒸気供給手段である水流量調整ユニット２８に信号を送り、水の供給を開始させる（ＡＴＲ１工程開始）。これにより、改質用空気供給量は８．０（L/min）に変更され、水供給量は２．０（cc/min）にされる（図９の「ＡＴＲ１」工程参照）。改質器２０内に水（水蒸気）が導入されることにより、改質器２０内で水蒸気改質反応も発生するようになる。即ち、図９の「ＡＴＲ１」工程においては、部分酸化改質反応と水蒸気改質反応が混在したオートサーマル改質（ＡＴＲ）が発生するようになる。

本実施形態においては、セルスタック温度は、発電室１０内に配置された発電室温度センサ１４２によって測定されている。各燃料電池セルユニット１６の温度は完全に均一ではないが、セルスタック温度はそれらの平均的な温度として観念することができる。実際に測定される発電室内の温度とセルスタック温度は、厳密には同一ではないが、発電室温度センサによって検出される温度はセルスタック温度を反映したものであり、発電室内に配置された発電室温度センサにより各燃料電池セルユニット１６の平均的な温度を把握することができる。一方、改質器２０の温度は改質器温度センサ１４８で測定されている。なお、本明細書において、セルスタック温度とは、セルスタック温度を反映した値を指示する任意のセンサにより測定された温度を意味するものとする。

さらに、図７の時刻ｔ₆において、改質器温度が６００℃以上、且つ、スタック温度が４００℃以上になると（ＡＴＲ２移行条件）、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送り、燃料供給量を減少させる。また、制御部１１０は、改質用空気流量調整ユニット４４に信号を送り、改質用空気供給量を減少させると共に、水流量調整ユニット２８に信号を送り、水の供給量を増加させる（ＡＴＲ２工程開始）。これにより、燃料供給量は４．０（L/min）に変更され、改質用空気供給量は４．０（L/min）に変更され、水供給量は３．０（cc/min）に変更される（図９の「ＡＴＲ２」工程参照）。改質用空気供給量が減少され、水供給量が増加されることにより、改質器２０内においては、発熱反応である部分酸化改質反応の割合が減少し、吸熱反応である水蒸気改質反応の割合が増加する。これにより、改質器温度の上昇は抑制され、一方、改質器２０から受けるガス流により燃料電池セルスタック１４が昇温されることによって、セルスタック温度は改質器温度に追い付くように昇温していくので、両者の温度差が縮小され、両者は安定的に昇温されていく。

次に、図７の時刻ｔ₇において、改質器温度とセルスタック温度の温度差が縮まり、改質器温度が６５０℃以上、且つ、スタック温度が６００℃以上になると（ＳＲ１移行条件）、制御部１１０は、改質用空気流量調整ユニット４４に信号を送り、改質用空気の供給を停止する。また、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送り、燃料供給量を減少させると共に、水流量調整ユニット２８に信号を送り、水の供給量を増加させる（ＳＲ１工程開始）。これにより、燃料供給量は３．０（L/min）に変更され、水供給量は８．０（cc/min）に変更される（図９の「ＳＲ１」工程参照）。改質用空気の供給が停止されることにより、改質器２０内においては部分酸化改質反応は発生しなくなり、水蒸気改質反応のみが発生するＳＲが開始される。

さらに、図７の時刻ｔ₈において、改質器温度とセルスタック温度の温度差がさらに縮まり、改質器温度がＳＲ２移行改質器温度である６５０℃以上、且つ、セルスタック温度がＳＲ２移行セル温度である６５０℃以上になると（ＳＲ２移行条件）、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送り、燃料供給量を減少させると共に、水流量調整ユニット２８に信号を送り、水の供給量も減少させる。また、制御部１１０は、発電用空気流量調整ユニット４５に信号を送り、発電用空気の供給量も減少させる（ＳＲ２工程開始）。これにより、燃料供給量は２．３（L/min）に変更され、水供給量は６．３（cc/min）に変更され、発電用空気供給量は８０．０（L/min）に変更される（図９の「ＳＲ２」工程参照）。また、制御部１１０に内蔵された蓄熱量推定手段１１０ａは、ＳＲ２工程の開始と共に、断熱材７に蓄熱された熱量を推定するために、検出された発電室１０の温度の積算を開始する。蓄熱量の推定については後述する。

ＳＲ１工程では、改質器温度及びスタック温度を発電可能な温度付近まで上昇させるため、燃料供給量及び水供給量を高めに保持している。その後、ＳＲ２工程では、燃料流量及び水供給量を低減して、改質器温度及びセルスタック温度の温度分布を落ち着かせ、発電可能な温度に安定化させる。また、制御部１１０は、ＳＲ２工程開始と共に、燃料電池モジュール２から微弱電力の取り出しを開始する。この微弱電力は一定の電力であり、インバータ５４に出力されるものではなく、補機ユニット４を作動させるための電力の一部として利用される。発電工程移行前のＳＲ２工程において一定の微弱電力を取り出すことにより、燃料電池モジュール２の運転を不安定にすることなく、発電工程と近似した運転条件を与えることにより、発電工程への移行がより円滑になる。本実施形態においては、微弱電力は約５０Ｗである。なお、本明細書において、微弱電力とは、固体酸化物形燃料電池１の定格電力の約３％〜１５％程度の電力を意味するものとする。

制御部１１０は、ＳＲ２工程において、各供給量を所定の発電移行時間以上維持し、且つ改質器温度が６５０℃以上、且つ、スタック温度が７００℃以上になると（発電工程移行条件）、燃料電池モジュール２からインバータ５４に電力を出力させ、発電工程に移行して発電を開始する（図７の時刻ｔ₉：発電工程開始）。その後、制御部１１０は、需要電力に応じた電力を生成できるように、燃料流量調整ユニット３８及び水流量調整ユニット２８に信号を送って燃料供給量及び水の供給量を変更し、負荷追従運転が実行される。

なお、制御部１１０は、ＳＲ２工程開始後、発電移行時間が経過する前に、改質器温度６５０℃、スタック温度７００℃に到達している場合であっても、所定の発電移行時間、ＳＲ２工程を維持した後、発電工程を開始する。

次に、図１０を参照して、本実施形態による固体酸化物形燃料電池１を再起動した場合における起動工程の動作を説明する。図１０は、固体酸化物形燃料電池１を再起動した場合における、各部の温度、燃料等の供給量の変化の一例を示すグラフである。

図１０のグラフは、図７のグラフと同様であるが、断熱材等に多くの熱量が残存している状態から起動工程が開始されるため、図７の場合よりも改質器温度の上昇が速くなっている。図１０には、比較のため、図７における改質器温度が細い一点鎖線で示されている。

図１０における「燃焼運転」から「ＳＲ１」行程までの移行は、改質器温度の昇温が速く、移行までの時間が短いことを除き図７と同様である。次に、図１０の時刻ｔ₂₈においては、セルスタック温度は約６３０℃であり、改質器温度は７００℃である。従って、この状態は、改質器温度はＳＲ２移行改質器温度である６５０℃を超えているが、セルスタック温度はＳＲ２移行セル温度である６５０℃に到達していないので、「ＳＲ２」工程への通常の移行温度条件には適合していない。しかしながら、制御部１１０に内蔵された過昇温判断手段１１０ｂは、「ＳＲ１」行程において改質器温度がＳＲ２強制移行温度である７００℃に到達した場合には、過昇温であると判断し、セルスタック温度が６５０℃に到達する前に強制的に「ＳＲ２」工程へ移行させる（図９「ＳＲ１」欄における四角囲いの温度条件）。

「ＳＲ２」工程へ移行されると、制御部１１０は、燃料流量調整ユニット３８に信号を送り、燃料供給量を減少させると共に、水流量調整ユニット２８に信号を送り、水の供給量も減少させる。また、制御部１１０は、発電用空気流量調整ユニット４５に信号を送り、発電量空気の供給量も減少させる。これにより、燃料供給量は２．３（L/min）に変更され、水供給量は６．３（cc/min）に変更され、発電用空気供給量は８０．０（L/min）に変更される。なお、制御部１１０は、燃料供給量、水供給量、及び発電用空気供給量を約２分間かけてこれらの値まで低下させる（図１０の時刻ｔ₂₉）。

次いで、図１０の時刻ｔ₃₀においては、セルスタック温度は約６８０℃であり、改質器温度は７２０℃である。従って、この状態は、セルスタック温度７００℃以上、且つ改質器温度６５０℃以上である発電工程への通常の移行温度条件には適合していない。しかしながら、制御部１１０に内蔵された過昇温判断手段１１０ｂは、「ＳＲ２」工程において改質器温度が発電強制移行温度である７２０℃に到達した場合には、過昇温が発生していると判断し、セルスタック温度が７００℃に到達する前に強制的に発電工程へ移行させる（図９「ＳＲ２」欄における四角囲いの温度条件）。

ただし、制御部１１０は、燃料供給量、水供給量、及び発電用空気供給量が夫々「ＳＲ２」工程における所定の流量に到達した時刻ｔ₂₉の後、少なくとも所定の発電移行時間が経過するまでは、各流量を一定に保持し、「ＳＲ２」工程を継続させる。即ち、時刻ｔ₂₉の後、発電移行時間が経過する前に通常の発電移行温度条件が満足され、又は、改質器温度が発電強制移行温度に到達した場合であっても、発電移行時間が経過するまで「ＳＲ２」工程が維持され、その後、発電工程が開始される。なお、本実施形態においては、発電移行時間は２分である。

この発電移行時間は、固体酸化物形燃料電池１の運転が不安定になりやすい発電工程への移行前に、発電移行時間に亘って燃料供給量等を一定値に維持することにより運転状態を安定させるために設けられたものである。また、本実施形態において、制御部１１０は、後述する蓄熱量や、各部の温度、燃料供給量等、燃料電池モジュール２の制御に必要な各制御パラメータを、温度や流量の各測定値の時間的な推移に基づいて計算し、これに基づいて制御を行っている。即ち、制御部１１０は、各センサによって測定された温度、流量等に、移動平均や、積分計算等の演算を施して各制御パラメータを得ている。或いは、制御パラメータの１つである蓄熱量は、制御パラメータの１つである発電室温度の積算により推定される。このように、本実施形態においては、各制御パラメータが、それらの時間的な推移に基づいて計算され、ＳＲ２期間中の測定値に基づいて計算された各制御パラメータが、発電工程への移行時には、発電工程における各制御パラメータの初期値となる。ＳＲ２においては、少なくとも発電移行時間に亘って燃料供給量等が一定値に維持されているため、各測定値も安定したものとなり、発電工程開始時における各制御パラメータの初期値が信頼性の高いものとなる。

次に、発電工程開始時において、後述する積算により断熱材７に利用可能な熱量が蓄積されていることが推定され、且つ、過昇温判断手段１１０ｂが「ＳＲ１」工程又は「ＳＲ２」工程において過剰な温度上昇が発生していると判断した場合には、制御部１１０は、過昇温でない場合よりも燃料供給量を減少させ、燃料利用率を高めた高効率運転で発電工程を開始する。このように、通常の発電工程よりも燃料供給量を減少させて発電を行うことにより、燃料電池モジュール２の温度を維持するために燃焼される燃料が減少する。これにより不足した熱量は、断熱材７等に蓄積された熱量により補充される。断熱材７等に蓄積された熱量を消費することにより、過剰に昇温された改質器２０等の温度が適正な温度に低下される。このように、燃料利用率を高めた発電工程は、断熱材７等に蓄積された利用可能な熱量がなくなるまで実行される。

次に、図１１乃至図１４を参照して、燃料電池モジュールに供給される熱量及び蓄熱量の推定を説明する。
図１１は、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１における出力電流と燃料供給量の関係を示すグラフである。図１２は、固体酸化物型燃料電池１における出力電流と、供給された燃料により発生する熱量の関係を示すグラフである。

まず、図１１の実線に示すように、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１は、需要電力に応じて、定格出力電力である７００Ｗ（出力電流７Ａ）以下で出力を可変できるように構成されている。所要の電力を出力するために必要とされる燃料供給量（Ｌ／ｍｉｎ）は、図１１に実線で示す基本燃料供給テーブルとして設定されている。制御手段である制御部１１０は、需要電力検出手段である電力状態検出センサ１２６によって検出された需要電力に応じて、基本燃料供給テーブルに基づいて燃料供給量を決定し、これに基づいて燃料供給手段である燃料流量調整ユニット３８を制御するように構成されている。

発電に必要な燃料の量は出力電力（出力電流）に比例するが、図１１に実線で示すように、基本燃料供給テーブルに設定された燃料供給量は、出力電流に比例していない。これは、出力電力に比例して燃料供給量を低下させてしまうと、燃料電池モジュール２内の燃料電池セルユニット１６を発電可能な温度に維持することができなくなるためである。このため、本実施形態においては、基本燃料供給テーブルは、出力電流７Ａ付近の大発電電力時には燃料利用率約７０％に設定され、出力電流２Ａ程度の小発電電力時には燃料利用率約５０％に設定されている。このように、小発電電力領域における燃料利用率を低下させ、発電に使用されなかった燃料を燃焼させて改質器２０等の加熱に使用することにより、燃料電池セルユニット１６の温度低下を抑制し、燃料電池モジュール２内を発電可能な温度に維持している。

しかしながら、燃料利用率を低下させることにより、発電に寄与しない燃料を増加させることになるので、小発電電力領域における固体酸化物型燃料電池１のエネルギー効率が低下する。本実施形態の固体酸化物型燃料電池１においては、制御部１１０に内蔵された燃料テーブル変更手段１１０ｃ（図６）が、所定の条件に応じて基本燃料供給テーブルに設定された燃料供給量を変更・補正して、燃料供給量を図１１の破線に一例を示すように減少させ、小発電電力領域における燃料利用率が上昇される。これにより、固体酸化物型燃料電池１のエネルギー効率が向上される。

図１２は、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１において、基本燃料供給テーブルに基づいて燃料を供給した場合における出力電流と、供給された燃料の熱量との関係を模式的に示すグラフである。図１２に一点鎖線で示すように、燃料電池モジュール２を熱的に自立させ、安定に運転するために必要な熱量は、出力電流の増加と共に単調に増加する。図１２に実線で示すグラフは、基本燃料供給テーブルに従って燃料が供給された場合における熱量を示している。本実施形態では、中発電電力に相当する出力電流５Ａよりも低い領域では、一点鎖線で示す必要な熱量と、実線で示す基本燃料供給テーブルに基づいて供給される熱量がほぼ一致している。

さらに、出力電流５Ａよりも高い領域では、基本燃料供給テーブルに従って供給される実線で示す熱量は、熱自立するために最低限必要な一点鎖線で示す熱量を上回っている。この実線と破線の間の余剰熱量は、燃料電池モジュール２に設けられた蓄熱材である断熱材７に蓄積される。また、固体酸化物型燃料電池１から大きな出力電流を取り出すと、燃料電池セルユニット１６内部の発熱が大きくなり、燃料電池モジュール２内の温度が上昇する。このため、固体酸化物型燃料電池１からの出力電流と、この電流を定常的に出力している場合における燃料電池モジュール２内の燃料電池セルユニット１６の温度とは相関があり、出力電流が大きい状態では燃料電池セルユニット１６の温度は高い状態にある。本実施形態においては、出力電流５Ａは、蓄熱温度Ｔｈである約６３３℃に対応している。従って、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１では、出力電流５Ａ、蓄熱温度Ｔｈ＝約６３３℃以上の場合において、より多くの熱量が断熱材７に蓄積される。

この蓄熱温度Ｔｈは、発電電力範囲である０Ｗ〜７００Ｗの中央値である３５０Ｗよりも大きい５００Ｗ（出力電流５Ａ）に対応する温度に設定されている。また、出力電流５Ａ以下の領域においては、基本燃料供給テーブルに基づいて供給される熱量は、熱自立するために最低限必要な熱量とほぼ同一（僅かに基本燃料供給テーブルの熱量が大きい）に設定されている。このため、図１２の破線に一例を示すように、基本燃料供給テーブルによる燃料供給量が補正され、燃料供給量が減少されると、熱的に自立するために必要な熱量が不足する。

本実施形態においては、後述するように、発電電力が小さい領域において、基本燃料供給テーブルで設定された燃料供給量を一時的に減少させるように補正して、燃料利用率を向上させる。一方、基本燃料供給テーブルの燃料供給量を減少させたことにより不足する熱量は、燃料電池モジュール２が蓄熱温度Ｔｈよりも高い領域で運転されている間に断熱材７に蓄積された熱量を利用して補充している。なお、本実施形態においては、断熱材７の熱容量が非常に大きいため、燃料電池モジュール２が大発電電力で所定時間運転された後、発電電力が小さい領域で運転される場合には、断熱材７に蓄積された熱量を２時間以上に亘って利用することができ、この間の燃料供給量を減じる補正を行うことにより燃料利用率が向上される。

また、本実施形態においては、出力電流５Ａ、蓄熱温度Ｔｈ＝約６３３℃以上の場合において、より多くの熱量が断熱材７に蓄積されるように基本燃料供給テーブルが設定されているが、出力電流５Ａ以上の領域においても熱自立するために最低限必要な熱量とほぼ同一（僅かに基本燃料供給テーブルの熱量が大きい）に基本燃料供給テーブルを設定することもできる。即ち、発電電力が大きい領域においては、燃料電池モジュール２の作動温度は、発電電力が小さい場合よりも高いので、燃料供給量が熱自立のための必要最低限の熱量に設定されていても、小発電電力時に利用可能な熱量を断熱材７に蓄積することができる。本実施形態のように、大発電電力時に積極的に燃料供給量を多く設定しておくことにより、電力需要がピークとなる夜間帯の短時間で断熱材７に必要な熱量を確実に蓄積させることができる。

次に、図１３及び図１４を参照して、断熱材７等に蓄積されている蓄熱量の推定を具体的に説明する。
図１３は、断熱材７に蓄積された熱量を推定するために使用される蓄熱量推定テーブルである。図１４は、蓄熱量推定テーブルをグラフ化したものである。

蓄熱量の推定は、制御部１１０に内蔵されている蓄熱量推定手段１１０ａ（図６）により実行される。蓄熱量推定手段１１０ａは、燃料供給量、水供給量、及び発電用空気供給量が夫々「ＳＲ２」工程における所定の流量に到達した時刻ｔ₂₉（図１０）の後、蓄熱量の推定を開始する。即ち、蓄熱量推定手段１１０ａは、温度検出手段である発電室温度センサ１４２の検出温度Ｔｄに基づいて、図１３に示す蓄熱量推定テーブルを参照し、加減算値を決定する。この加減算値は、所定の時間間隔で決定され、順次積算されて積算値Ｎｉが計算される。本実施形態においては、０．５ｓｅｃに１回ずつ積算が実行される。

このような積算値Ｎｉは、燃料電池モジュール２や発電室１０内の温度の推移・履歴を反映するものであり、断熱材７等に蓄積されている蓄熱量の程度を示す指標となる値である。この積算値Ｎｉは、蓄熱最小値である０から蓄熱最大値である１の間の値を取るように計算される。即ち、積算値Ｎｉが１に到達した場合には、値は次に減算が行われるまで１に保持され、積算値Ｎｉが０まで減少した場合には、値は次に加算が行われるまで０に保持される。また、本実施形態においては、図１０の時刻ｔ₂₉において積算値Ｎｉの積算を開始する際、蓄熱最小値と蓄熱最大値の中間値である０．５よりも大きい０．７を積算値Ｎｉの初期値として積算が開始される。この初期値は、「ＳＲ１」工程までの起動工程において最低限蓄積されていると考えられる蓄熱量に相当する値である。

本明細書においては、本実施形態における積算値Ｎｉのように、蓄熱量の程度を示す指標となる値が蓄熱量の推定値であるとする。従って、本実施形態においては、燃料電池モジュール２の温度に基づいて蓄熱量が推定される。

図１３に示すように、例えば、検出温度Ｔｄが６４５℃である場合には、加減算値は１／５００００に決定される。決定された加減算値は、積算値Ｎｉに加算される。従って、検出温度Ｔｄが６４５℃で一定の場合には、０．５ｓｅｃに１回ずつ１／５００００の値が積算され、積算値Ｎｉが増加する。

図１３及び図１４に示すように、本実施形態においては、積算は、検出温度Ｔｄが変更基準温度Ｔｃｒである６３５℃よりも高い場合には加算が行われ、低い場合には減算が行われる。即ち、検出温度Ｔｄが変更基準温度Ｔｃｒよりも高い場合には、断熱材７等に燃料利用率の向上に利用可能な熱量が蓄積され、変更基準温度Ｔｃｒよりも低い場合には、断熱材７等に蓄積されている熱が奪われると仮定して、積算値Ｎｉが計算される。換言すれば、積算値Ｎｉは、検出温度Ｔｄの変更基準温度Ｔｃｒに対する温度偏差の時間積分に対応し、この積算値Ｎｉに基づいて蓄熱量が推定される。

さらに、図１３及び図１４に示すように検出温度Ｔｄが５８０℃よりも低い場合には加減算値は２０／５００００に決定され、この値が蓄熱量推定手段１１０ａにより積算値Ｎｉから減算される。また、検出温度Ｔｄが５８０℃以上、６２０℃未満の場合には積算値Ｎｉから１０／５００００×（６２０−Ｔｄ）／（６２０−５８０）が減算される。検出温度Ｔｄが６２０℃以上、６３０℃未満の場合には積算値Ｎｉから１／５００００が減算される。

一方、検出温度Ｔｄが６５０℃以上の場合には、積算値Ｎｉに１／５００００×（Ｔｄ−６５０）が加算される。また、検出温度Ｔｄが６４０℃以上、６５０℃未満の場合には積算値Ｎｉに１／５００００が加算される。

さらに、検出温度Ｔｄが６３０〜６４０℃の間では、検出温度Ｔｄが上昇傾向にある場合と、低下傾向にある場合で処理が異なる。
即ち、検出温度Ｔｄが６３０℃以上、６３２℃未満の場合、検出温度Ｔｄが上昇傾向にある場合には加算値は０（加減算を行わない）にされ、低下傾向にある場合には１／５００００が減算される。このように、検出温度Ｔｄが変更基準温度Ｔｃｒよりも低く、それらの差が微少偏差温度である５℃以下である場合においては、検出温度Ｔｄが低下傾向にあるときは、上昇傾向にあるときよりも急激に積算値Ｎｉを減少させる。ここで、断熱材７等は熱容量が非常に大きく、検出温度Ｔｄが一旦低下傾向に入ると、しばらくの間温度が低下し続けることが予想される。従って、このような状況においては、速やかに積算値Ｎｉを減少させて、燃料電池モジュール２に著しい温度低下が発生するリスクを回避する必要がある。

一方、検出温度Ｔｄが６３８℃以上、６４０℃未満の場合、検出温度Ｔｄが上昇傾向にある場合には１／５００００が加算され、低下傾向にある場合には加算値は０（加減算を行わない）にされる。上記のように、断熱材７等は熱容量が非常に大きく、検出温度Ｔｄが一旦上昇傾向に入るとしばらくの間温度が上昇し続けることが予想される。従って、このような状況においては、速やかに積算値Ｎｉを増加させる。

また、検出温度Ｔｄが６３２℃以上、６３８℃未満の場合には、検出温度Ｔｄの傾向にかかわらず加算値は０（加減算を行わない）にされる。
なお、上述した実施形態においては、発電室温度センサ１４２の検出温度Ｔｄに基づいて加減算値が決定されていたが、改質器温度センサ１４８の検出温度に基づいて加減算値を決定し、蓄熱量を推定することもできる。この場合には、改質器温度センサ１４８が温度検出手段として機能する。

次に、発電工程開始時における燃料電池モジュール２の制御を説明する。
蓄熱量推定手段１１０ａは、上記のようにして決定された加減算値の積算を、ＳＲ２工程開始時（図１０の時刻ｔ₂₉）から開始し、少なくとも所定の発電移行時間に亘って積算を行った後、発電工程に移行される。また、制御部１１０は、過昇温判断手段１１０ｂが起動工程中に過昇温があったことを判定し、断熱材７に利用可能な熱量が蓄積されている場合には、過昇温がない場合よりも燃料供給量を減少させた高効率運転で発電工程を開始する。本実施形態において、過昇温判断手段１１０ｂは、起動工程中に、改質器温度がＳＲ２強制移行温度を超えることによりＳＲ２工程へ強制的に移行した場合、又は改質器温度が発電強制移行温度を超えることにより発電工程に強制的に移行した場合、過昇温があったと判定する。また、蓄熱量推定手段１１０ａによって計算された積算値Ｎｉが０でない場合、断熱材７に利用可能な熱量が蓄積されていると判断される。

なお、起動工程中における改質器温度の時間当たりの上昇率や、改質器温度が第１の温度から第２の温度まで上昇する間の時間等に基づいて過昇温を判定するように過昇温判断手段１１０ｂを構成することもできる。

高効率運転においては、図１２に示す基本燃料供給テーブルにより設定されている燃料供給量よりも少ない燃料によって発電が行われ、燃料利用率が向上される。即ち、高効率運転においては、需要電力に応じて基本燃料供給テーブルにより決定された燃料供給量を減少させる減量補正が実行される。燃料供給量を減少させる補正量は推定された熱量に応じて決定され、積算値Ｎｉが大きいほど大幅な減量補正が実行される。この減量補正により、供給される燃料の熱量は、燃料電池モジュール２が熱自立するために必要な熱量を下回るが、不足した熱量は断熱材７等に蓄積された熱により補充される。断熱材７等に蓄積された熱が利用されることにより、固体酸化物型燃料電池１の総合的なエネルギー効率が向上されると共に、断熱材７等の温度が低下するため、過昇温の状態が解消される。

高効率運転は、蓄熱量推定手段１１０ａによって推定された利用可能な熱量がなくなるまで、即ち、積算値Ｎｉが０になるまで継続される。発電工程への移行時は、燃料電池モジュール２の運転が不安定になりやすく、急激な温度低下等が起こりやすい状態であるが、本実施形態においては、ＳＲ２工程中の発電移行時間に亘る積算によって蓄熱量を推定しているため、蓄熱量の推定精度が高く、このようなリスクは確実に回避される。

また、制御部１１０は、需要電力に応じて発電電力を所定の電力範囲内で変更するように燃料電池モジュール２を制御するが、高効率運転で発電工程を開始する場合には、需要電力に関わらず、電力範囲のうちの中間帯域以下の発電電力で発電工程を開始する。起動工程中のＳＲ２工程においては、燃料供給量は２．３（L/min）に維持されているが、この燃料供給量は、電力範囲内の中間帯域である約５００Ｗの発電電力に対応するものである。制御部１１０は、高効率運転で発電工程を開始する場合には、燃料供給量がＳＲ２工程よりも減少されるように、需要電力に関わらず発電電力を中間帯域以下の発電電力に抑制する。なお、本明細書において、中間帯域の発電電力とは、定格出力電力の約２０％〜７０％程度の発電電力をいうものとする。

図１１に示すように、電力範囲のうちの高発電電力帯域では、基本燃料供給テーブルにおいても燃料利用率が高く、発電に利用される部分以外の燃料を減少させる余地は少ない。このため、燃料供給量を減量補正したとしても、断熱材７に蓄積されている熱量はあまり消費されない。また、高発電電力帯域では、燃料電池モジュール２の作動温度が高いため（図１２）、断熱材７に蓄積されている熱量を利用しにくい運転状態である。そこで、制御部１１０は、高効率運転で発電工程を開始する場合には、需要電力に関わらず、発電電力を中間帯域以下に抑制する。中間帯域以下の発電電力では、基本燃料供給テーブルにおける燃料利用率が低く、燃料電池モジュール２の作動温度が比較的低い。このため、高効率運転によって大幅に燃料供給量を減量補正することができ、断熱材７に蓄積されている熱量が消費されやすいため、過昇温の状態が速やかに解消される。

一般に、固体酸化物型燃料電池１においては、起動工程から発電工程に移行する際には運転状態が不安定になりやすく、燃料電池モジュール２が急激な温度低下を起こすリスクがある。本発明の実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、起動工程中のＳＲ２において、燃料供給量が一定に維持されると共に、発電移行時間である２分以上ＳＲ２が維持される（図１０におけるｔ₂₉〜ｔ₃₀）。さらに、発電工程を開始する際の蓄熱量の初期値が、ＳＲ２期間中における加減算値の積算に基づいて計算される。このように、ＳＲ２期間中の制御パラメータの推移に基づいて初期値を計算するため、運転状態が不安定になりやすい発電工程開始時の制御パラメータの初期値を、運転状態が非常に安定しているＳＲ２期間中に整えることができ、制御が不安定になるリスクを抑制することができる。また、制御パラメータの初期値を整えるＳＲ２期間が、少なくとも発電移行時間以上維持されるので、この期間の制御パラメータの推移に基づいて計算される初期値は信頼性の高いものとなり、制御が不安定になるリスクを、より低下させることができる。さらに、制御パラメータの初期値を整えるＳＲ２期間は、ＳＲ１よりも燃料供給量が減少されているため、発電工程における運転条件に近い。従って、ＳＲ２期間の推移に基づいて計算された制御パラメータの初期値は、発電工程中における制御パラメータと良く整合し、より円滑に発電工程に移行することが可能になる。

また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、改質器２０がＳＲ２強制移行温度である７００℃を超えた場合にＳＲ２に強制的に移行されるので（図１０における時刻ｔ₂₈）、ＳＲ２期間を発電移行時間以上維持することにより、改質器２０の温度が過度に上昇するのを抑制することができる。また、温度が過度に上昇することにより、計算された制御パラメータの初期値に誤差が発生するのを抑制することができる。

さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、ＳＲ２の実行中（図１０のｔ₂₈〜ｔ₃₀）に微弱電力を発電させるので、起動工程中における運転状態を発電工程に近似させることができ、より円滑に発電工程に移行することができる。

また、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、燃料供給量が一定に維持されているＳＲ２期間中（図１０のｔ₂₈〜ｔ₃₀）に各部の温度や、流量等の制御パラメータの移動平均を計算するので、制御パラメータに混入しているノイズや、外乱の影響を効果的に除去し、信頼性の高い初期値を得ることができる。

さらに、本実施形態の固体酸化物型燃料電池１によれば、断熱材７に蓄積されている蓄熱量が制御パラメータの初期値として推定されるので、発電工程において蓄熱を有効に活用することが可能になる。また、信頼性の高い蓄熱量を推定することができるので、蓄熱を利用することによる温度降下のリスクを抑制することができる。

以上、本発明の好ましい実施形態を説明したが、上述した実施形態に種々の変更を加えることができる。特に、上述した実施形態においては、断熱材（蓄熱材）の熱容量は一定であったが、変形例として、熱容量を変更できるように燃料電池モジュールを構成することができる。この場合には、大きな熱容量をもつ追加熱容量部材を、燃料電池モジュールと熱的に連結及び切り離しできるように配置しておく。熱容量を大きくすべき状態においては追加熱容量部材を燃料電池モジュールと熱的に連結し、熱容量を小さくすべき状態においては追加熱容量部材を熱的に切り離す。例えば、固体酸化物型燃料電池の起動時においては、追加熱容量部材を切り離しておくことにより熱容量を小さくし、燃料電池モジュールの昇温を速くする。一方、固体酸化物型燃料電池が、大発電電力で長時間運転されことが予想される場合には、燃料電池モジュールが、より多くの余剰熱量を蓄積できるように、追加熱容量部材を連結する。

１ 固体酸化物型燃料電池
２ 燃料電池モジュール
４ 補機ユニット
７ 断熱材（蓄熱材）
８ 密封空間
１０ 発電室
１２ 燃料電池セル集合体
１４ 燃料電池セルスタック
１６ 燃料電池セルユニット（固体酸化物型燃料電池セル）
１８ 燃焼室
２０ 改質器
２２ 空気用熱交換器
２４ 水供給源
２６ 純水タンク
２８ 水流量調整ユニット（水蒸気供給手段）
３０ 燃料供給源
３８ 燃料流量調整ユニット（燃料供給手段）
４０ 空気供給源
４４ 改質用空気流量調整ユニット（改質用酸化剤ガス供給手段）
４５ 発電用空気流量調整ユニット（発電用酸化剤ガス供給手段）
４６ 第１ヒータ
４８ 第２ヒータ
５０ 温水製造装置
５２ 制御ボックス
５４ インバータ
８３ 点火装置
８４ 燃料電池セル
１１０ 制御部（制御手段）
１１０ａ 蓄熱量推定手段
１１０ｂ 過昇温判断手段
１１０ｃ 燃料テーブル変更手段
１１２ 操作装置
１１４ 表示装置
１１６ 警報装置
１２６ 電力状態検出センサ（需要電力検出手段）
１３２ 燃料流量センサ（燃料供給量検出センサ）
１３８ 圧力センサ（改質器圧力センサ）
１４２ 発電室温度センサ（温度検出手段）
１５０ 外気温度センサ

Claims (5)

1. 燃料と発電用の酸化剤ガスを反応させることにより電力を生成する固体酸化物型燃料電池装置であって、
   複数の固体電解質型燃料電池セルを備えた燃料電池モジュールと、
   水蒸気改質を発生させる改質反応であるＳＲ１、及び、ＳＲ１よりも少量の燃料を水蒸気改質する改質反応であるＳＲ２を発生させることによって水素を生成する改質器と、
   この改質器に燃料を供給することにより、上記改質器で改質された燃料を上記固体電解質型燃料電池セルに送り込む燃料供給手段と、
   上記改質器に改質用の水蒸気を供給する水蒸気供給手段と、
   上記固体電解質型燃料電池セルに発電用の酸化剤ガスを供給する発電用酸化剤ガス供給手段と、
   上記燃料電池モジュール内の温度を測定する温度検出手段と、
   上記燃料供給手段、上記水蒸気供給手段、及び上記発電用酸化剤ガス供給手段を制御して、予め決定された温度帯域において、上記改質器内で上記ＳＲ１、上記ＳＲ２の順序で改質反応を生じさせて上記燃料電池モジュールから電力を取出可能な発電開始温度まで上記固体電解質型燃料電池セルを昇温させる起動工程を実行する一方で、上記起動工程を終了した後、上記燃料電池モジュールから電力を取出す発電工程を開始するように構成された制御手段と、を有し、
   上記制御手段は、上記起動工程中の上記ＳＲ２において、燃料供給量を一定に維持すると共に、上記固体電解質型燃料電池セルが上記発電開始温度に到達している場合でも予め決定されている発電移行時間以上ＳＲ２を実行し、上記発電工程において使用する所定の制御パラメータの初期値を、上記温度検出手段によって測定された、上記予め決定されている発電移行時間中における温度の推移に基づいて計算することを特徴とする固体酸化物型燃料電池装置。
2. 上記制御手段は、上記改質器の温度が所定のＳＲ２移行改質器温度を超え、且つ、上記固体電解質型燃料電池セルの温度が所定のＳＲ２移行セル温度を超えると、上記ＳＲ１から上記ＳＲ２に移行するように構成される一方、上記改質器の温度が所定のＳＲ２強制移行温度を超えた場合には、上記固体電解質型燃料電池セルの温度が上記ＳＲ２移行セル温度に到達する前に上記ＳＲ２に移行させる請求項１記載の固体酸化物型燃料電池装置。
3. 上記制御手段は、上記起動工程中の、上記ＳＲ２を生じさせている間に、上記燃料電池モジュールに所定の微弱電力を発電させる請求項２記載の固体酸化物型燃料電池装置。
4. 上記制御手段は、上記制御パラメータの初期値を、上記発電移行時間中における温度の移動平均により計算する請求項１記載の固体酸化物型燃料電池装置。
5. さらに、上記燃料電池モジュールで発生した熱を蓄積する蓄熱材を有し、上記制御手段は、上記ＳＲ２期間中における上記燃料電池モジュールの温度を積算することにより、上記制御パラメータの初期値として上記蓄熱材の蓄熱量を推定する請求項１記載の固体酸化物型燃料電池装置。

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