JP5344565B2 - 発電装置 - Google Patents

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。

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。

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。

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。

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。

特開２００２−２４６０４７号公報

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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Ｈ_２，ＣＯ，ＣＨ_４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。

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。 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。 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。 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。 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。 発電装置の要部拡大断面図である。 時間に対する燃料噴霧量を示すグラフである。 時間に対する発電量（電圧）を示すグラフである。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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（Ｎ_２）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。

（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Ｈ_２，ＣＯ，ＣＨ_４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。

（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Ｎ_２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Ｎ_２置換が完了する。

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）。

（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。

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。

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。

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分裂し、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。

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（Ｈ_２＋Ｏ^２−→Ｈ_２Ｏ＋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。

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。

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。

（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。

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）。

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。

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。

（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。

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。

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）。

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（ＣＯ_２）とが結び付き（ＣＯ_２＋Ｃ）、一酸化炭素（ＣＯ）になる（ＣＯ_２＋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（ＣＯ_２）になる。この二酸化炭素（ＣＯ_２）が生成される際に、発電が行われる（ＣＯ＋Ｏ^２-→ＣＯ_２＋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。

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）。

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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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Ｈ_２，ＣＯ，ＣＨ_４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。

（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）。

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。

（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。

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。

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。

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Ｈ_２，ＣＯ，ＣＨ_４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。

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。

（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。

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（ＣｎＨ_２ｎ＋２＋ｎＨ_２Ｏ→ｎＣＯ＋（ｎ＋２）Ｈ_２））。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。

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。

（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。

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。

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Ｈ_２，ＣＯ，ＣＨ_４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。

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（Ｈ_２，ＣＯ，ＣＨ_４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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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

Claims (5)

1. 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。
2. 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。
3. 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。
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。
5. 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。

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