[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

WO2019167437A1 - 燃料電池 - Google Patents

燃料電池 Download PDF

Info

Publication number
WO2019167437A1
WO2019167437A1 PCT/JP2019/000491 JP2019000491W WO2019167437A1 WO 2019167437 A1 WO2019167437 A1 WO 2019167437A1 JP 2019000491 W JP2019000491 W JP 2019000491W WO 2019167437 A1 WO2019167437 A1 WO 2019167437A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
cathode
anode
fuel cell
side separator
current collector
Prior art date
Application number
PCT/JP2019/000491
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
千尋 平岩
奈保 水原
光靖 小川
博匡 俵山
孝浩 東野
真嶋　正利
Original Assignee
住友電気工業株式会社
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 住友電気工業株式会社 filed Critical 住友電気工業株式会社
Publication of WO2019167437A1 publication Critical patent/WO2019167437A1/ja

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/02—Details
    • H01M8/0202—Collectors; Separators, e.g. bipolar separators; Interconnectors
    • H01M8/023—Porous and characterised by the material
    • H01M8/0232—Metals or alloys
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/02—Details
    • H01M8/0202—Collectors; Separators, e.g. bipolar separators; Interconnectors
    • H01M8/023—Porous and characterised by the material
    • H01M8/0241—Composites
    • H01M8/0245—Composites in the form of layered or coated products
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • 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

Definitions

  • a fuel cell is a device that generates electricity by an electrochemical reaction between a fuel gas such as hydrogen and air (oxygen), and has high power generation efficiency because it can directly convert chemical energy into electricity.
  • a solid oxide fuel cell hereinafter referred to as SOFC
  • SOFC solid oxide fuel cell
  • MEA Membrane Electrode Assembly, membrane-electrode assembly
  • a metal oxide having oxygen ion conductivity such as yttrium-stabilized zirconia (YSZ) is used.
  • the operating temperature of SOFC using oxygen ion conductive YSZ as an electrolyte is a high temperature of 750 ° C. to 1000 ° C. From the viewpoint of reducing the energy consumption required for heating and the selectivity of materials having high temperature resistance, development of SOFCs operating in the middle temperature range of 400 ° C to 600 ° C that can use inexpensive general-purpose stainless steel is underway. .
  • Perovskite oxides such as BaCe 0.8 Y 0.2 O 2.9 (BCY) and BaZr 0.8 Y 0.2 O 2.9 (BZY) exhibit high proton conductivity in the middle temperature range. It is expected as a solid electrolyte for type fuel cells.
  • a plurality of MEAs are usually stacked and an interconnector (separator) that separates fuel gas and air is disposed between the MEAs.
  • the interconnector also has a current collecting function for taking out the generated current to the outside.
  • a fuel cell requires a gas flow path adjacent to the MEA in order to supply fuel gas or air to the MEA.
  • a gas flow path adjacent to the MEA in order to supply fuel gas or air to the MEA.
  • Patent Document 1 Japanese Patent Laid-Open No. 2007-250297
  • Patent Document 2 International Publication No. 2003/12903 pamphlet teaches a method of forming dimples serving as gas flow paths in an interconnector by etching or the like.
  • a fuel cell according to the present disclosure includes a cell structure including a cathode, an anode, and a solid electrolyte layer interposed between the cathode and the anode, a cathode-side separator facing the cathode, and an anode facing the anode A side separator, wherein the cell structure is sandwiched between the cathode side separator and the anode side separator, the cathode side separator and the anode side separator have gas flow paths, and the anode side separator and the anode Or at least one of the cathode side separator and the cathode is provided with a current collector, and the current collector is a metal mesh knitted with a wire, and the wire has a corrosion-resistant layer.
  • a current collector is a metal mesh knitted with a wire, and the wire has a corrosion-resistant layer.
  • FIG. 1 is a cross-sectional view schematically showing a configuration of a fuel cell according to an embodiment.
  • FIG. 2 is a cross-sectional view schematically showing a cell structure included in the fuel cell of FIG.
  • FIG. 3 is an SEM photograph of an example of a corrosion-resistant layer including a Ni—Sn layer.
  • FIG. 4 is a graph showing a change with time in accordance with an increase in the number of operation of the voltage between the anode side separator and the cathode side separator of the fuel cell as a change in voltage decrease rate (deterioration rate).
  • FIG. 5 is a graph showing a change with time in accordance with an increase in the number of operation times of the voltage between the anode side separator and the cathode side separator of the fuel cell as a change in voltage decrease rate (deterioration rate).
  • Electrons flowing to the cell are collected via a metallic material that contacts the anode and / or cathode. At this time, if there are few metal materials which contact an anode and / or a cathode, it will become difficult to flow an electron and resistance will become high.
  • the expanded metal arranged for securing the gas flow path also plays a role as a current collector. However, since the expanded metal has a large hole diameter, the internal resistance during operation tends to be high.
  • the present disclosure has been made in view of the above circumstances, and an object thereof is to provide a fuel cell with reduced internal resistance during operation.
  • the present inventors first considered a configuration in which a material having a main role of current collection and a material having a main role of gas diffusibility are separately arranged.
  • a metal material (current collector) having a current collecting function as a main role is arranged between the cell and the interconnector.
  • an SOFC operating at a high temperature of 700 ° C. to 1000 ° C. is exposed to a wide temperature change from room temperature to 1000 ° C. when it is repeatedly operated and stopped. For this reason, a high thermal shock resistance is required for the current collector disposed between the cell and the interconnector. Further, the current collector is preferably a material having excellent corrosion resistance in a high temperature environment.
  • the fuel cell of the present disclosure is: A cell structure including a cathode, an anode, and a solid electrolyte layer interposed between the cathode and the anode; A cathode separator facing the cathode, and an anode separator facing the anode, The cell structure is sandwiched between the cathode side separator and the anode side separator, Each of the cathode side separator and the anode side separator has a gas flow path, A current collector is provided between at least one of the anode side separator and the anode or between the cathode side separator and the cathode, The current collector is a metal mesh knitted with wire, The wire has a corrosion resistant layer.
  • the current collector composed of the metal mesh has high heat resistance and thermal shock resistance. Moreover, since the corrosion-resistant layer is formed in the wire which comprises a metal mesh, the said electrical power collector also has high oxidation resistance. Therefore, according to the fuel cell, the internal resistance during operation of the fuel cell is reduced. In particular, in the case of a high fuel utilization rate, an increase in internal resistance during operation is more effectively suppressed.
  • the corrosion resistant layer preferably contains Ni and Sn. Thereby, a corrosion-resistant layer can be further excellent in heat resistance. Sn easily forms an alloy with the metal constituting the metal mesh, and easily forms a corrosion-resistant layer. Especially, the alloy of Ni and Sn can have high heat resistance and high corrosion resistance (oxidation resistance).
  • the corrosion-resistant layer includes a first phase and a second phase having different concentrations of Sn with respect to Ni, and the concentration of Sn in the first phase is higher than the concentration of Sn in the second phase.
  • a corrosion-resistant layer can ensure corrosion resistance, heat resistance, and favorable electrical conductivity.
  • the current collector can be provided between the anode separator and the anode.
  • the current collector provided between the anode-side separator and the anode is appropriately referred to as “anode-side current collector”.
  • anode-side current collector At the anode, a reaction of oxidizing a fuel such as hydrogen and releasing protons and electrons proceeds.
  • the atmosphere around the anode and the anode-side current collector is basically a reducing atmosphere because it contains hydrogen gas.
  • the amount of water (water vapor) increases on the anode side, and the atmosphere around the anode-side current collector tends to be oxidizing.
  • the anode-side current collector when a porous nickel sintered body or a metal mesh made of only nickel is used as the anode-side current collector, nickel is easily oxidized during operation at a high temperature and a high fuel utilization rate. Internal resistance tends to increase. On the other hand, since the metal mesh has a corrosion resistant layer, the oxidation resistance is improved. For this reason, by using a metal mesh for the anode side current collector, the metal mesh is hardly oxidized even during operation at a high temperature and a high fuel utilization rate, thereby suppressing an increase in internal resistance.
  • the solid electrolyte layer may have oxygen ion conductivity.
  • protons and oxide ions react to produce water. Therefore, the atmosphere around the anode-side current collector tends to be an oxidizing atmosphere. According to the present disclosure, an increase in internal resistance can be suppressed even in this case.
  • the operating temperature of the fuel cell may be 800 ° C. or higher.
  • the atmosphere around the anode-side current collector tends to be a highly oxidizing atmosphere, but according to the present disclosure, an increase in internal resistance can be suppressed even in this case.
  • the fuel utilization rate may be 75% or more.
  • the atmosphere around the anode-side current collector tends to be a highly oxidizing atmosphere, but according to the present disclosure, an increase in internal resistance can be suppressed even in this case.
  • the fuel utilization rate refers to the ratio of the amount of fuel actually used for cell reaction out of the amount of fuel supplied to the fuel cell via the fuel flow path.
  • the fuel utilization rate can be calculated based on the amount of current flowing through the fuel cell and the flow rate of the fuel gas supplied via the fuel flow path.
  • the current collector can be provided between the cathode separator and the cathode.
  • the current collector provided between the cathode side separator and the cathode is appropriately referred to as a “cathode side current collector”.
  • the oxidant (oxygen) introduced from the oxidant flow path is dissociated to generate oxide ions. For this reason, the periphery of the cathode and the cathode-side current collector is exposed to a high temperature and highly oxidizing atmosphere.
  • the oxidation-resistant cathode-side current collector for example, lanthanum strontium cobalt ferrite (LSCF), which is also used as a cathode material, is used.
  • LSCF lanthanum strontium cobalt ferrite
  • the metal mesh has high heat resistance and thermal shock resistance, and has oxidation resistance by forming a corrosion-resistant layer on at least the surface layer of the metal mesh wire. For this reason, by using a metal mesh for the cathode current collector, it is possible to suppress an increase in internal resistance when the fuel cell is operated.
  • the operating temperature of the fuel cell is preferably 700 ° C. or lower.
  • a metal mesh provided with at least a corrosion-resistant layer as a cathode current collector.
  • the SOFC using the above-described materials having proton conductivity such as BCY and BZY as the solid electrolyte layer operates in the middle temperature range of 400 ° C. to 600 ° C.
  • the above metal mesh is preferably used as the cathode side current collector. be able to.
  • the metal mesh is used as the cathode current collector.
  • the cathode current collector can be preferably used.
  • Metal mesh The metal mesh is formed by weaving a wire made of metal into a mesh, and the wire has a corrosion-resistant layer.
  • a metal mesh may be processed into a mesh by braiding a wire in which a corrosion-resistant layer has been formed in advance, or after forming the wire into a mesh, a treatment for forming a corrosion-resistant layer on the mesh surface may be performed. .
  • the formation of the corrosion resistant layer is preferably performed by plating.
  • vapor deposition, chemical vapor deposition (CVD), plasma CVD, sputtering, or other vapor phase methods, or metal paste may be applied.
  • the plating process, the vapor deposition process, and the sputtering process can be performed by a known method according to the material of the corrosion-resistant layer.
  • any metal or alloy material such as Cu, Fe, Ni, Ag, Zn, brass, ferrochrome (an alloy of Fe and Cr), stainless steel (SUS), or the like can be used.
  • the metal constituting the mesh is selected in consideration of the affinity with the corrosion resistant layer. Especially, it is preferable to employ Ni in terms of low resistivity, heat resistance, and cost for use as a current collector.
  • the corrosion-resistant layer preferably contains Ni and Sn. This is because such a layer is excellent in both characteristics of corrosion resistance (oxidation resistance) and heat resistance. Especially, the alloy of Ni and Sn can have high corrosion resistance and high heat resistance. Therefore, an alloy layer of Ni and Sn (hereinafter referred to as “Ni—Sn layer” as appropriate) can be preferably employed as the corrosion resistant layer.
  • an Ni—Sn layer is formed on the surface of the metal mesh by performing electrolytic plating using a plating solution containing stannous chloride, nickel chloride, and potassium pyrophosphate on the surface of the wire. be able to.
  • the Ni—Sn layer can be formed, for example, by plating a wire made of Ni with a Sn layer or a layer made of an alloy of Ni and Sn. That is, the surface of the Ni wire is coated with a Sn layer or a layer made of an alloy of Ni and Sn using a plating process or the like, and then heat-treated in a reducing atmosphere. As a result, Sn diffuses inside the wire, and the Ni—Sn layer can be changed from the surface layer of the wire to a region having a certain depth.
  • an Sn plating layer is formed on the underlying Ni wire by an electrolytic plating process using a plating solution containing sulfuric acid and stannous sulfate. To do. Thereafter, Sn can be diffused into the Ni wire by heat treatment in a reducing atmosphere at 800 to 1000 ° C. From the viewpoint of easily forming the Ni—Sn alloy layer, it is preferable to employ Ni as the wire.
  • the corrosion-resistant layer includes a first phase and a second phase having different concentrations of Sn with respect to Ni, and the concentration of Sn in the first phase is higher than the concentration of Sn in the second phase.
  • a configuration is easy when the corrosion-resistant layer is the above-described Ni—Si layer. According to this corrosion-resistant layer, corrosion resistance, corrosion resistance, heat resistance and good electrical conductivity can be ensured. The reason is as follows.
  • Ni and Sn are present in the form of an intermetallic compound (for example, Ni 3 Sn).
  • the second phase is a phase containing Ni as a main component, and it is considered that Sn is present in the form of a solid solution in Ni.
  • the first phase that is the intermetallic compound phase has higher corrosion resistance than the second phase.
  • the second phase has higher heat resistance and electrical conductivity than the first phase. For this reason, the corrosion-resistant layer having the first phase and the second phase can have corrosion resistance, heat resistance, and good electrical conductivity.
  • the composition ratio of Ni and Sn is set so that the ratio of Sn contained in the Ni—Sn layer is 100% by mass based on the total amount of Ni and Sn.
  • the content is preferably 4% by mass or more, and more preferably 5% by mass or more.
  • the higher the proportion of the first phase the relatively lower the proportion of the second phase, so there is a concern about the decrease in heat resistance and electrical conductivity.
  • the ratio of Sn contained in the Ni—Sn layer is 15% by mass or less with the total amount of Ni and Sn contained in the Ni—Sn layer being 100% by mass. It is preferable that it is 10% by mass or less.
  • the Ni—Sn layer has an intermetallic compound phase (first phase) containing Ni 3 Sn as a main component and Ni as the main component. And two phases of the phase in which Sn is dissolved in Ni (second phase) are observed at an appropriate ratio. In this case, higher corrosion resistance, higher heat resistance, and better electrical conductivity can be ensured.
  • FIG. 3 shows an SEM photograph of the cross section of the Ni—Sn layer.
  • FIG. 3 is a cross-sectional photograph of a porous metal body (Celmet) on which a Ni—Sn layer is formed.
  • This Ni—Si layer is composed of the first phase and the second phase described above.
  • the metal mesh having the Ni—Si alloy layer also shows the same composition distribution as in FIG. 3 at least in the surface layer.
  • the Ni—Sn layer has two phases, a portion indicated as Location 1 (first phase) and a darker gray portion (second phase) that is blacker than Location 1 and indicated as Location 2.
  • first phase a portion indicated as Location 1
  • second phase a darker gray portion
  • Sn sulfur
  • O oxygen
  • Ni, Sn, and O were contained in atomic fractions of 91 at%, 4 at%, and 5 at%, respectively. From this, it is considered that Sn is contained in a state of being dissolved in Ni in Location 2.
  • all of the wires constituting the metal mesh are Ni—Sn layers. That is, the wire itself is more preferably an alloy of Ni and Sn. In this case, not only the surface of the wire but also the wire itself can have the various characteristics described above.
  • a metal mesh in which Co or Mn is coated as an anticorrosion layer on an Fe—Cr alloy may be used.
  • the mesh size (opening) of the metal mesh is, for example, a square with sides of 0.5 mm to 1 mm.
  • the metal mesh on which the above corrosion-resistant layer is formed is used for an anode-side current collector or a cathode-side current collector of a solid oxide fuel cell (SOFC).
  • SOFC solid oxide fuel cell
  • FIG. 1 schematically shows the configuration of a fuel cell (solid oxide fuel cell) according to an embodiment.
  • the fuel cell 10 includes a cell structure 1.
  • An example of a schematic cross-sectional view of the cell structure is shown in FIG.
  • the cell structure 1 includes a cathode 2, an anode 3, and a solid electrolyte layer 4 interposed therebetween.
  • the anode 3 and the solid electrolyte layer 4 are integrated to form an electrolyte layer-electrode assembly 5.
  • the fuel cell 10 includes an oxidant channel 23 for supplying an oxidant to the cathode, a fuel channel 53 for supplying fuel to the anode, and a cathode, as shown in FIG.
  • the side separator 22 and the anode side separator 52 are provided.
  • the oxidant flow path 23 is formed by the cathode side separator 22, and the fuel flow path 53 is formed by the anode side separator 52. That is, the oxidant channel 23 is a gas channel that the cathode-side separator 22 has, and the fuel channel 53 is a gas channel that the anode-side separator 52 has.
  • the cell structure 1 is sandwiched between the cathode side separator 22 and the anode side separator 52.
  • the oxidant flow path 23 of the cathode side separator 22 is disposed to face the cathode 2 of the cell structure 1, and the fuel flow path 53 of the anode side separator 52 is disposed to face the anode 3.
  • the individual components of the fuel battery cell will be further described.
  • Solid electrolyte layer As the solid electrolyte layer, a layer having proton conductivity or oxygen ion conductivity in a predetermined temperature range is used. A known material can be used for the solid electrolyte layer. Examples of the metal oxide having oxygen ion conductivity include yttrium-stabilized zirconia (YSZ). In this case, the SOFC using YSZ as the electrolyte must be operated at a high temperature of 750 ° C. to 1000 ° C.
  • YSZ yttrium-stabilized zirconia
  • the metal oxide having proton conductivity examples include perovskite oxides such as BaCe 0.8 Y 0.2 O 2.9 (BCY) and BaZr 0.8 Y 0.2 O 2.9 (BZY). Is mentioned. Since BCY and BZY exhibit high proton conductivity in the middle temperature range of 400 ° C. to 600 ° C., BCY and BZY can be used as a solid electrolyte layer of a medium temperature fuel cell. These metal oxides can be formed, for example, by sintering and used as a solid electrolyte layer.
  • BCY and BZY can be used as a solid electrolyte layer of a medium temperature fuel cell.
  • the solid electrolyte layer 4 moves protons generated at the anode 3 to the cathode 2.
  • the solid electrolyte layer 4 moves oxide ions generated at the cathode 2 to the anode 3.
  • the thickness of the solid electrolyte layer is, for example, 1 ⁇ m to 50 ⁇ m, preferably 3 ⁇ m to 20 ⁇ m. When the thickness of the solid electrolyte layer is in such a range, it is preferable in that the resistance of the solid electrolyte layer can be kept low.
  • the solid electrolyte layer forms a cell structure together with the cathode and the anode and can be incorporated into the fuel cell.
  • the solid electrolyte layer is sandwiched between the cathode and the anode, and one main surface of the solid electrolyte layer is in contact with the anode, and the other main surface is in contact with the cathode.
  • the cathode has a porous structure.
  • a reaction oxygen reduction reaction
  • oxide ions are generated when the oxidant (oxygen) introduced from the oxidant flow path is dissociated.
  • a known material can be used as the cathode material.
  • the cathode material for example, a compound containing lanthanum and having a perovskite structure (ferrite, manganite, and / or cobaltite, etc.) is preferable, and among these compounds, a compound further containing strontium is more preferable.
  • the cathode may contain a catalyst such as Pt. When a catalyst is included, the cathode can be formed by mixing the catalyst and the above materials and sintering.
  • the cathode can be formed, for example, by sintering raw materials of the above materials. If necessary, a binder, an additive, and / or a dispersion medium may be used together with the raw material.
  • the thickness of the cathode is not particularly limited, but can be appropriately determined from 5 ⁇ m to 2 mm, for example, and may be about 5 ⁇ m to 40 ⁇ m.
  • the anode has a porous structure.
  • a reaction oxidation reaction of fuel
  • fuel such as hydrogen introduced from the fuel flow path and releases protons and electrons
  • an oxygen ion conductive solid electrolyte layer is used, a reaction (oxygen reduction reaction) between oxide ions and protons conducted through the solid electrolyte layer proceeds at the anode.
  • a known material can be used as the material for the anode.
  • a proton conductive solid electrolyte layer nickel oxide (NiO) as a catalyst component and proton conductors (yttrium oxide (Y 2 O 3 ), BCY, BZY constituting the solid electrolyte layer) Etc.) and the like.
  • NiO nickel oxide
  • Y 2 O 3 yttrium oxide
  • BCY BCY
  • Etc. yttrium oxide
  • an oxygen ion conductive solid electrolyte layer a composite oxide of nickel oxide (NiO) that is a catalyst and an electronic conductor component and an oxygen ion conductor (YSZ or the like) that constitutes the solid electrolyte layer can be used. .
  • the anode can be formed, for example, by sintering raw materials.
  • the anode can be formed by sintering a mixture of NiO powder and proton conductor powder.
  • the thickness of the anode can be appropriately determined from 10 ⁇ m to 2 mm, for example, and may be 100 ⁇ m to 600 ⁇ m.
  • the thickness of the anode 3 is larger than that of the cathode 2, and the anode 3 functions as a support for supporting the solid electrolyte layer 4 (and thus the cell structure 1).
  • the thickness of the anode 3 is not necessarily larger than that of the cathode 2.
  • the thickness of the anode 3 may be approximately the same as the thickness of the cathode 2.
  • the anode and the solid electrolyte layer are integrated.
  • the present invention is not limited to this, and the cathode and the solid electrolyte layer are integrated to form an electrolyte layer-electrode assembly. May be.
  • the oxidant flow path 23 has an oxidant inlet into which the oxidant flows and an oxidant discharge port through which water generated by the reaction, unused oxidant, and the like are discharged (both not shown).
  • the oxidizing agent include a gas containing oxygen.
  • the fuel flow path 53 has a fuel gas inlet through which fuel gas flows, and a fuel gas outlet through which unused fuel, H 2 O, N 2 , CO 2 and the like generated by the reaction are discharged (all not shown). ).
  • the fuel gas include gas containing gas such as hydrogen, methane, ammonia, carbon monoxide.
  • the fuel cell 10 includes a cathode-side current collector 21 disposed between the cathode 2 and the cathode-side separator 22, and an anode-side current collector 51 disposed between the anode 3 and the anode-side separator 52. You may prepare.
  • the cathode-side current collector 21 functions to diffuse and supply the oxidant gas introduced from the oxidant flow path 23 to the cathode 2.
  • the anode current collector 51 functions to diffuse and supply the fuel gas introduced from the fuel flow path 53 to the anode 3. Therefore, each current collector is preferably a structure having sufficient air permeability.
  • the metal mesh having the above-mentioned corrosion-resistant layer can be used as the anode-side current collector 51.
  • the metal mesh has sufficient heat resistance and oxidation resistance even when the operating temperature is 800 ° C. or higher, particularly when exposed to a high-temperature oxidizing atmosphere in which the fuel utilization rate is 75% or higher. .
  • the upper limit value of the operating temperature is not particularly limited, but can be set to 920 ° C. from the viewpoint of the stability of the first phase that is the intermetallic compound phase.
  • the upper limit value of the fuel utilization rate is theoretically 100%.
  • the anode-side current collector 51 may be, for example, silver, silver alloy, nickel, nickel alloy in addition to the metal mesh It is also possible to use a metal porous body containing a metal, a metal mesh (without a corrosion-resistant layer), a punching metal, an expanded metal, or the like. Especially, a metal porous body is preferable at the point of lightweight property or air permeability. In particular, a porous metal body having a three-dimensional network structure is preferable.
  • the three-dimensional network structure refers to a structure in which rod-like or fibrous metals constituting a metal porous body are three-dimensionally connected to form a network. For example, a sponge-like structure or a nonwoven fabric-like structure can be mentioned.
  • the metal porous body can be formed, for example, by coating a resin porous body having continuous voids with the metal as described above. When the internal resin is removed after the metal coating process, a cavity is formed inside the skeleton of the metal porous body, and the metal becomes hollow.
  • nickel “Celmet” manufactured by Sumitomo Electric Industries, Ltd. can be used as a commercially available metal porous body having such a structure.
  • the cathode-side current collector 21 is exposed to an oxidizing atmosphere higher than that of the anode side, a material having higher oxidation resistance than the anode-side current collector 51 is desired.
  • a material obtained by processing LSCF which is a material constituting the cathode, into a paste form can be used.
  • the metal mesh having the above-mentioned corrosion resistant layer is preferably used as the cathode current collector 21.
  • a metal mesh having a corrosion-resistant layer has higher thermal shock resistance than LSCF.
  • the lower limit of the operating temperature is not particularly limited, but can be 300 ° C. from the viewpoint of the activity of the catalyst.
  • the lower limit value of the fuel utilization rate is not particularly limited, but can be 10% from the viewpoint of appropriate utilization.
  • a fuel cell When a fuel cell is configured by stacking a plurality of cell structures, for example, the cell structure 1, the cathode side separator 22, and the anode side separator 52 are stacked as a unit.
  • the plurality of cell structures 1 may be connected in series by, for example, a separator having gas channels (oxidant channels and fuel channels) on both surfaces.
  • the material of the separator examples include heat-resistant alloys such as stainless steel, nickel-base alloy, and chromium-base alloy. Of these, stainless steel is preferable because it is inexpensive. In a proton conductive solid oxide fuel cell (PCFC), since the operating temperature is about 400 ° C. to 600 ° C., stainless steel can be used as a separator material. In the case of an SOFC that operates at a high temperature of about 800 ° C. or more, such as when an oxygen ion conductive solid electrolyte is used, a nickel-based alloy, a chromium-based alloy, or the like is used as a separator material.
  • PCFC proton conductive solid oxide fuel cell
  • the fuel cell can be manufactured by a known method except that the above cell structure is used.
  • Appendix 1 A cell structure including a cathode, an anode, and a solid electrolyte layer interposed between the cathode and the anode; An oxidant flow path for supplying an oxidant to the cathode, A fuel flow path for supplying fuel to the anode, An anode separator, and A cathode side separator, A current collector is provided between the anode separator and the anode, or at least one of the cathode separator and the cathode, The current collector is a metal mesh in which a wire is knitted, and includes a corrosion-resistant layer on at least a surface layer of the wire.
  • Example 1 A fuel cell using YSZ as a solid electrolyte layer was prepared and evaluated as follows.
  • metal mesh Ni mesh made by Taiyo Wire Mesh, mesh opening 0.5 mm
  • a plating solution containing stannous sulfate, sulfuric acid, cresolsulfonic acid, gelatin, and ⁇ -naphthol
  • electrolytic plating treatment is performed. went. Thereafter, heat treatment was performed in a hydrogen atmosphere at 1000 ° C. for 2 hours.
  • a metal mesh (Ni—Sn mesh) X1 provided with a Ni—Sn layer was obtained.
  • NiO was mixed with YSZ powder, which is a solid solution of ZrO 2 and Y 2 O 3 , so as to contain 70% by volume of NiO (catalyst raw material), and pulverized and kneaded by a ball mill.
  • the ratio (atomic composition ratio) between Zr and Y in YSZ was 90:10.
  • a slurry containing the obtained mixture (55% by volume) and a binder (PVB resin, 45% by volume) was processed into a 1.0 mm thick sheet by a doctor blade method to obtain an anode precursor sheet. .
  • a slurry containing the YSZ powder (55% by volume) and the binder (PVB resin, 45% by volume) is processed into a sheet having a thickness of 12 ⁇ m by a doctor blade method, and a precursor sheet for a solid electrolyte layer Got.
  • LSCF La 0.6 Sr 0.4 Co 0.2 Fe 0.8 O 3- ⁇
  • organic solvent butyl carbitol acetate
  • the operating temperature was 900 ° C.
  • hydrogen was supplied as a fuel gas to the anode of the produced fuel cell at 0.3 L / min
  • air was supplied to the cathode at 1.0 L / min.
  • Each lead wire was connected to an electronic load device, and the current and voltage flowing between the anode side separator and the cathode side separator were measured.
  • the electronic load device was set so that the current flowing between the anode side separator and the cathode side separator would be 32 A so that the fuel utilization rate would be 75%.
  • V1 E ⁇ rI, where E is the electromotive force generated in the fuel cell, r is the internal resistance generated in the current collector, and I is the current between the anode side separator and the cathode side separator. Can do. Therefore, when the current I is constant, the voltage V1 decreases and the deterioration rate A increases as the internal resistance r increases.
  • Example 1 A fuel cell using an Ni metal mesh X2 in which a corrosion-resistant layer was not formed as an anode current collector was produced in the same manner as in Example 1 to obtain a fuel cell Y2. The deterioration rate of the fuel cell Y2 was evaluated in the same manner as in Example 1.
  • Example 2 Fabrication of fuel cell
  • a Ni metal mesh on which no corrosion-resistant layer is formed is laminated as an anode current collector on the surface of the anode of the cell structure.
  • a stainless steel anode-side separator was laminated.
  • a metal mesh X1 having a corrosion-resistant layer was laminated as a cathode current collector on the surface of the cathode, and a stainless steel cathode side separator having a gas flow path was further laminated. Except for this, a fuel cell Y3 was obtained in the same manner as the fuel cell Y1 of Example 1.
  • Example 2 A fuel cell using a Ni metal mesh X2 on which no corrosion-resistant layer was formed as a cathode current collector was produced in the same manner as in Example 2 to obtain a fuel cell Y4. The deterioration rate of the fuel cell Y4 was evaluated in the same manner as in Example 2.
  • the fuel cell Y5 by increasing the thickness of the cathode, a part of the cathode material located on the cathode side separator functions as a cathode current collector.
  • the thickness of the fired cathode was 50 ⁇ m.
  • the LSCF layer having a thickness of 40 ⁇ m on the side in contact with the cathode side separator corresponds to the cathode current collector.
  • the deterioration rate of the fuel cell Y5 was evaluated in the same manner as in Example 2.
  • the internal resistance increases greatly as the cumulative operation time becomes longer. This is because the operating temperature of the fuel cell is high (900 ° C.), and the fuel cell is operated at a high fuel utilization rate, so the area around the anode and the anode current collector is locally in an oxidizing atmosphere, This is probably because the surface of the Ni mesh used as the anode current collector was oxidized and the resistance increased.
  • the fuel cell Y1 an increase in internal resistance is suppressed even during a long cumulative operation. This is probably because the Ni—Sn mesh provided with the corrosion-resistant layer is used, so that the corrosion resistance and oxidation resistance are high, and the current collector is suppressed from being oxidized.
  • the fuel cells Y1 and Y2 after the evaluation were disassembled, the anode current collector was taken out, and the surface was observed.
  • the Ni metal mesh X2 was oxidized to form nickel oxide.
  • oxidation of nickel in the mesh X1 was not observed.
  • the internal resistance increases greatly as the cumulative operation time becomes longer. This is probably because the fuel cell Y4 has an oxidizing atmosphere around the cathode and the cathode current collector, so that the surface of the Ni mesh used as the cathode current collector was oxidized and the resistance increased. Regarding the fuel cell Y5, it is considered that a part of the LSCF functioning as the cathode current collector was broken and dropped due to thermal shock as the operation and the stop were repeated.
  • the metal mesh has a thermal shock resistance and is a Ni—Sn mesh provided with a corrosion resistant layer, so that the corrosion resistant layer suppresses oxidation of Ni.
  • the surface of the Ni metal mesh X2 was oxidized to form nickel oxide.
  • oxidation of nickel in the metal mesh X1 was not observed.
  • the fuel cell according to the present embodiment is suitable for use in SOFC and can realize SOFC with low internal resistance during operation.

Landscapes

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

Abstract

カソードと、アノードと、カソード及びアノードの間に介在する固体電解質層とを含むセル構造体、カソードに対向するカソード側セパレータ、およびアノードに対向するアノード側セパレータ、を備え、セル構造体は、カソード側セパレータおよびアノード側セパレータに挟持され、カソード側セパレータおよびアノード側セパレータは、それぞれガス流路を有し、アノード側セパレータとアノードの間、または、カソード側セパレータとカソードの間の少なくともいずれか一方に、集電体が設けられ、集電体は線材が編み込まれた金属メッシュであり、線材は耐腐食層を有する、燃料電池。

Description

燃料電池
　本開示は、燃料電池に関する。本出願は、２０１８年２月２７日に出願した日本特許出願である特願２０１８－０３２９１３号に基づく優先権を主張する。当該日本特許出願に記載された全ての記載内容は、参照によって本明細書に援用される。
　燃料電池は、水素などの燃料ガスと空気（酸素）との電気化学反応によって発電する装置であり、化学エネルギーを電気に直接変換できるため、発電効率が高い。なかでも、作動温度が７００℃以上、特には８００℃～１０００℃程度である固体酸化物型燃料電池（以下、ＳＯＦＣと称する）は、反応速度が速いため、有望視されている。ＳＯＦＣには、固体酸化物を含む電解質層が、セラミックス（焼結体）により形成される２枚の電極で挟まれて一体化されたＭＥＡ（Membrane　Electrode　Assembly、膜－電極接合体）が使用される。ＭＥＡの構成要素はすべて固体であるため、取り扱いが容易である。
　固体電解質として、酸素イオン伝導性を有する金属酸化物、例えばイットリウム安定化ジルコニア（ＹＳＺ：Yttria-Stabilized　Zirconia）が使用されている。酸素イオン伝導性のＹＳＺを電解質として使用するＳＯＦＣの作動温度は、７５０℃～１０００℃の高温である。加熱に必要なエネルギー消費の低減や、耐高温性を有する材料の選択性の観点から、安価な汎用ステンレス鋼を利用できる４００℃～６００℃の中温域で作動するＳＯＦＣの開発が進められている。ＢａＣｅ０．８Ｙ０．２Ｏ２．９（ＢＣＹ）、ＢａＺｒ０．８Ｙ０．２Ｏ２．９（ＢＺＹ）などのペロブスカイト酸化物は、中温域で高いプロトン伝導性を示すため、中温型燃料電池の固体電解質として期待されている。
　燃料電池においては、通常、大きな電力を得るために、複数のＭＥＡが積層されて配置され、ＭＥＡ同士の間には、燃料ガスと空気とを分離するインターコネクタ（セパレータ）が配置される。インターコネクタは、発生した電流を外部へ取り出すための集電機能も有する。
　燃料電池には、ＭＥＡに燃料ガスあるいは空気を供給するため、ＭＥＡに隣接するガス流路が必要とされる。ガス流路を確保するために、例えば特許文献１（特開２００７－２５０２９７号公報）では、ＭＥＡとインターコネクタとの間にエキスパンドメタルが配置されている。特許文献２（国際公開第２００３／１２９０３号パンフレット）は、インターコネクタに、エッチング等によりガス流路となるディンプルを形成する方法を教示している。
特開２００７－２５０２９７号公報 国際公開第２００３／１２９０３号パンフレット
　本開示に係る燃料電池は、カソードと、アノードと、前記カソード及び前記アノードの間に介在する固体電解質層とを含むセル構造体、前記カソードに対向するカソード側セパレータ、および前記アノードに対向するアノード側セパレータ、を備え、前記セル構造体は、前記カソード側セパレータおよび前記アノード側セパレータに挟持され、前記カソード側セパレータおよび前記アノード側セパレータは、ガス流路を有し、前記アノード側セパレータと前記アノードの間、または、前記カソード側セパレータと前記カソードの間の少なくともいずれか一方に、集電体が設けられ、前記集電体は線材が編み込まれた金属メッシュであり、前記線材は耐腐食層を有する。
図１は、一実施形態に係る燃料電池の構成を模式的に示す断面図である。 図２は、図１の燃料電池に含まれるセル構造体を模式的に示す断面図である。 図３は、Ｎｉ－Ｓｎ層を含む耐腐食層の一例のＳＥＭ写真である。 図４は、燃料電池のアノード側セパレータとカソード側セパレータとの間の電圧の稼働回数増に伴う経時変化を、電圧の減少割合（劣化率）の変化として示すグラフである。 図５は、燃料電池のアノード側セパレータとカソード側セパレータとの間の電圧の稼働回数増に伴う経時変化を、電圧の減少割合（劣化率）の変化として示すグラフである。
[本開示が解決しようとする課題]
　セルに流れる電子は、アノードおよび／またはカソードに接触する金属材料を経由して集電される。このとき、アノードおよび／またはカソードと接触する金属材料が少ないと、電子が流れにくくなって、抵抗が高くなる。特許文献１の方法では、ガス流路の確保のために配置されるエキスパンドメタルが、集電体としての役割も担う。しかし、エキスパンドメタルは孔径が大きいため、作動時における内部抵抗が高くなり易い。
　本開示は上記事情に鑑みてなされたものであり、作動時の内部抵抗が低減された燃料電池を提供することを目的とする。
[本開示の効果]
　本開示によれば、燃料電池の作動時の内部抵抗を低減することができる。
［実施形態の説明］
　本発明者らはまず、内部抵抗の低減を図るべく、集電性を主な役割とする材料と、ガス拡散性を主な役割とする材料とを、それぞれ別に配置する構成を考えた。例えば、セルとインターコネクタとの間に、集電機能を主な役割とする金属材料（集電体）を配置する構成である。
　一方、７００℃～１０００℃の高温で作動するＳＯＦＣは、稼動と停止を繰り返すと、室温から１０００℃までの広範な温度変化にさらされる。このため、セルとインターコネクタの間に配置される集電体には、高い耐熱衝撃性が必要とされる。また、集電体は、高温環境における耐腐食性に優れた材料が好ましい。
　以上を踏まえて鋭意検討を重ねて、本開示の燃料電池を完成させた。以下に、本開示の実施形態の内容を列記して説明する。
　（１）本開示の燃料電池は、
　カソードと、アノードと、カソード及びアノードの間に介在する固体電解質層とを含むセル構造体、
　カソードに対向するカソード側セパレータ、および
　アノードに対向するアノード側セパレータ、を備え、
　セル構造体は、カソード側セパレータおよびアノード側セパレータに挟持され、
　カソード側セパレータおよびアノード側セパレータは、それぞれガス流路を有し、
　アノード側セパレータとアノードの間、または、カソード側セパレータとカソードの間の少なくともいずれか一方に、集電体が設けられ、
　集電体は線材が編み込まれた金属メッシュであり、
　前記線材は耐腐食層を有する。
　上記金属メッシュで構成された集電体は、高い耐熱性と耐熱衝撃性とを有している。また、金属メッシュを構成する線材には耐腐食層が形成されているため、上記集電体は高い耐酸化性をも有している。したがって上記燃料電池によれば、燃料電池の作動時の内部抵抗が低減される。特に、高燃料利用率の場合に、稼動時の内部抵抗の上昇がより効果的に抑制される。
　（２）上記耐腐食層は、ＮｉおよびＳｎを含むことが好ましい。これにより、耐腐食層はさらに耐熱性に優れることができる。Ｓｎは、金属メッシュを構成する金属と合金を形成し易く、耐腐食層を形成し易い。なかでも、ＮｉとＳｎとの合金は、高い耐熱性および高い耐腐食性（耐酸化性）を有することができる。
　（３）上記耐腐食層は、Ｎｉに対するＳｎの濃度が異なる第１相と第２相とを含み、第１相のＳｎの濃度が第２相のＳｎの濃度よりも高いことが好ましい。これにより、耐腐食層は、耐腐食性、耐熱性および良好な電気伝導性を確保できる。
　（４）上記燃料電池において、集電体は、アノード側セパレータとアノードの間に設けられることができる。以下において、アノード側セパレータとアノードの間に設けられた集電体を、適宜「アノード側集電体」と称する。アノードでは、水素などの燃料を酸化して、プロトンと電子とを放出する反応が進行する。アノードおよびアノード側集電体周辺の雰囲気は、水素ガスが含まれていることから、基本的に還元性の雰囲気である。しかしながら、高温で、且つ高い燃料利用率で稼動させる場合には、アノード側で水（水蒸気）の量が多くなり、アノード側集電体の周辺の雰囲気が酸化性に傾く。
　アノード側集電体として、例えば多孔質のニッケル焼結体や、ニッケルのみからなる金属メッシュを用いる場合には、高温且つ高い燃料利用率での稼動において、ニッケルが酸化され易く、これに伴って内部抵抗が上昇し易い。これに対し、上記金属メッシュは耐腐食層を有するため、耐酸化性が向上している。このため金属メッシュをアノード側集電体に用いることで、高温且つ高い燃料利用率での稼動においても金属メッシュが酸化され難く、もって内部抵抗の上昇を抑制できる。
　（５）（４）において、固体電解質層が、酸素イオン伝導性を有してもよい。この場合、アノード側において、プロトンと酸化物イオンが反応して水が生成する。したがって、アノード側集電体の周辺の雰囲気が酸化性雰囲気となり易い。本開示によれば、この場合においても内部抵抗の上昇を抑制できる。
　（６）（４）において、燃料電池の作動温度が８００℃以上であってもよい。このような高温では、アノード側集電体の周辺の雰囲気が高い酸化性雰囲気となり易いが、本開示によれば、この場合においても内部抵抗の上昇を抑制できる。
　（７）（４）において、燃料利用率が７５％以上であってもよい。このような高い燃料利用率では、アノード側集電体の周辺の雰囲気が高い酸化性雰囲気となり易いが、本開示によれば、この場合においても内部抵抗の上昇を抑制できる。
　なお、燃料利用率とは、燃料流路を介して燃料電池に供給した燃料量のうち、実際に電池反応に使用された燃料量の割合を指す。燃料利用率は、燃料電池により流れた電流量、および、燃料流路を介して供給された燃料ガスの流量に基づいて算出できる。
　（８）上記燃料電池において、集電体は、カソード側セパレータとカソードの間に設けられることができる。以下において、カソード側セパレータとカソードの間に設けられた集電体を、適宜「カソード側集電体」と称する。カソードでは、酸化剤流路から導入された酸化剤（酸素）が解離し、酸化物イオンが生成される。このため、カソードおよびカソード側集電体の周辺は、高温であり、且つ高酸化性の雰囲気にさらされている。
　耐酸化性のカソード側集電体として、例えばカソード材料としても用いられるランタンストロンチウムコバルトフェライト（ＬＳＣＦ）が用いられている。しかしながら、この場合、高温での稼動と稼動停止を繰り返すことで、ＬＳＣＦが熱衝撃により割れる場合があり、またＬＳＣＦが脱落し易く、これに伴って内部抵抗が上昇し易い。これに対し、上記金属メッシュは高い耐熱性および耐熱衝撃性を有し、且つ、金属メッシュの線材の少なくとも表層に耐腐食層を形成したことにより耐酸化性を備えている。このため、金属メッシュをカソード側集電体に用いることで、燃料電池作動時の内部抵抗の上昇を抑制できる。
　（９）（８）において、燃料電池セルの作動温度が７００℃以下であることが好ましい。上記の作動条件の場合に、耐腐食層を少なくとも表層に設けた金属メッシュをカソード側集電体に用いて、内部抵抗の上昇を抑制し易い。固体電解質層として、上述したＢＣＹ、ＢＺＹなどのプロトン伝導性を示す材料を用いたＳＯＦＣは、４００℃～６００℃の中温域で作動するため、上記金属メッシュをカソード側集電体として好適に用いることができる。他のプロトン伝導性の固体電解質層を用いたＳＯＦＣ、または、酸素イオン伝導性の固体電解質層を用いたＳＯＦＣにおいても、７００℃以下で作動させる場合には、上記金属メッシュをカソード側集電体として好ましく利用できる。
［本開示の実施形態の詳細］
　本開示の実施形態の具体例を、適宜図面を参照しつつ以下に説明する。なお、本開示はこれらの例示に限定されるものではなく、添付の請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味および範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。
（金属メッシュ）
　金属メッシュは、金属からなる線材を編み込んでメッシュに加工したものであり、線材は耐腐食層を有する。このような金属メッシュは、予め耐腐食層を形成した線材を編みこんでメッシュに加工してもよいし、線材をメッシュに加工後に、メッシュ表面に耐腐食層を形成する処理を行ってもよい。耐腐食層の形成は、めっき処理により行うことが好ましい。他に、例えば、蒸着、化学気相蒸着（ＣＶＤ：Chemical　Vapor　Deposition）、プラズマＣＶＤ、スパッタリング等の気相法、あるいは金属ペーストの塗布により行ってもよい。めっき処理、蒸着処理、およびスパッタリング処理は、耐腐食層の材料に応じて、公知の方法で行うことができる。
　メッシュを構成する線材金属としては、例えば、Ｃｕ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ａｇ、Ｚｎ、真鍮、フェロクロム（ＦｅとＣｒの合金）、ステンレス鋼（ＳＵＳ）等、任意の金属又は合金材料を使用できる。メッシュを構成する金属は、耐腐食層との親和性を考慮して選択される。なかでも、集電体として使用するための低い抵抗率、耐熱性、コストの点で、Ｎｉを採用することが好ましい。
　耐腐食層は、ＮｉおよびＳｎを含むことが好ましい。このような層は、耐腐食性（耐酸化性）と耐熱性との両特性に優れるためである。なかでも、ＮｉとＳｎとの合金は、高い耐腐食性と高い耐熱性とを有することができる。したがって、耐腐食層として、ＮｉとＳｎとの合金層（以下において、適宜「Ｎｉ－Ｓｎ層」と称する）を好ましく採用できる。
　たとえば、線材の表面に対して、塩化第１スズ、塩化ニッケル、および、ピロリン酸カリウムを含むめっき液を用いた電解めっき処理を実施することにより、金属メッシュの表面にＮｉ－Ｓｎ層を形成することができる。
　またＮｉ－Ｓｎ層は、たとえば、Ｎｉからなる線材に対しＳｎ層またはＮｉとＳｎとの合金からなる層をめっきすることにより形成することができる。すなわち、Ｎｉ線材の表面を、めっき処理等を用いてＳｎ層またはＮｉとＳｎの合金からなる層で被覆した後、還元雰囲気下で熱処理する。これにより、Ｓｎが線材の内部に拡散し、線材の表層から一定の深さの領域までを、Ｎｉ－Ｓｎ層に変化させることができる。
　具体的には、たとえば線材の表面をＳｎ層で被覆する場合には、まず、硫酸および硫酸第１スズを含むめっき液を用いた電解めっき処理により、Ｓｎめっき層を下地のＮｉ線材上に形成する。その後に８００～１０００℃の還元雰囲気での熱処理によってＮｉ線材内にＳｎを拡散させることができる。Ｎｉ－Ｓｎ合金層を形成しやすいという点からも、線材としてＮｉを採用することが好ましい。
　上記耐腐食層は、Ｎｉに対するＳｎの濃度が異なる第１相と第２相とを含み、第１相のＳｎの濃度が第２相のＳｎの濃度よりも高いことが好ましい。このような構成は、耐腐食層が上述のＮｉ－Ｓｉ層である場合に容易となる。この耐腐食層によれば、耐腐食性、耐腐食性、耐熱性および良好な電気伝導性を確保できる。その理由は以下のとおりである。
　第１相では、ＮｉとＳｎが金属間化合物（例えば、Ｎｉ３Ｓｎ）の形で存在している。第２相は、Ｎｉを主成分とする相であり、ＳｎがＮｉ中に固溶した形で存在していると考えられる。上記第１相および第２相のうち、金属間化合物相である第１相が、第２相より高い耐腐食性を有している。一方第２相は、第１相より高い耐熱性および電気伝導性を有している。このため、第１相および第２相を有する耐腐食層は、耐腐食性、耐熱性および良好な電気伝導性を有することができる。
　耐腐食層内の第１相と第２相の合計に占める第１相の割合が高いほど、耐腐食層は、耐腐食性に優れる。このため、上記Ｎｉ－Ｓｎ層内において、ＮｉとＳｎとの組成比は、耐腐食性を高める観点から、Ｎｉ－Ｓｎ層に含まれるＳｎの割合が、ＮｉとＳｎの全量を１００質量％として４質量％以上であることが好ましく、５質量％以上であることがより好ましい。一方で、第１相の割合が高いほど、相対的に第２相の割合が低下するため、耐熱性および電気伝導性の低下が懸念される。このため、高い耐熱性および電気伝導性を維持する観点から、Ｎｉ－Ｓｎ層に含まれるＳｎの割合が、Ｎｉ－Ｓｎ層に含まれるＮｉとＳｎの全量を１００質量％として１５質量％以下であることが好ましく、１０質量％以下であることがより好ましい。このような条件を満たす組成比でＮｉ－Ｓｎ層中にＳｎが含まれるとき、Ｎｉ－Ｓｎ層は、Ｎｉ３Ｓｎを主成分とする金属間化合物相（第１相）と、Ｎｉを主成分とし、Ｎｉ中にＳｎが固溶した相（第２相）との２相が適切な割合で観察される。この場合、より高い耐腐食性、より高い耐熱性およびより良好な電気伝導性を確保できる。
　図３に、Ｎｉ－Ｓｎ層の断面のＳＥＭ写真を示す。図３はＮｉ－Ｓｎ層を形成した金属多孔体（セルメット）の断面写真である。このＮｉ－Ｓｉ層は、上述の第１相および第２相からなる。しかしながら、Ｎｉ－Ｓｉ合金層を有する金属メッシュにおいても、少なくとも表層において図３と同様の組成分布を示す。
　図３から分かるように、Ｎｉ－Ｓｎ層は、Location　1として示される部分（第１相）と、Location　2として示される、Location　1よりも黒色の濃い灰色の部分（第２相）の２相が観察される。Location　1では、Ｎｉ、Ｓｎ、およびＯ（酸素）が、原子分率でそれぞれ、７５ａｔ％、１８ａｔ％、７ａｔ％の割合で含まれていた。このことから、Location　1では、ＮｉおよびＳｎの大半は、金属間化合物Ｎｉ３Ｓｎの形で存在していると考えられる。一方、Location　2では、Ｎｉ、Ｓｎ、およびＯが、原子分率でそれぞれ、９１ａｔ％、４ａｔ％、５ａｔ％の割合で含まれていた。このことから、Location　2では、ＳｎはＮｉに固溶した状態で含まれていると考えられる。
　金属メッシュを構成する線材の全部が、Ｎｉ－Ｓｎ層であることがより好ましい。すなわち、線材そのものが、ＮｉとＳｎとの合金であることがより好ましい。この場合、線材の表面のみならず、線材そのものが上述の種々の特性を有することができる。
　また、Ｆｅ－Ｃｒ合金に、耐腐食層としてＣｏやＭｎを被覆した金属メッシュを用いてもよい。
　金属メッシュの網目の大きさ（目開き）は、例えば、一辺が０．５ｍｍ～１ｍｍの正方形である。
　上記の耐腐食層を形成した金属メッシュは、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）のアノード側集電体またはカソード側集電体に用いられる。
（燃料電池）
　図１に、一実施形態に係る燃料電池（固体酸化物型燃料電池）の構成を模式的に示す。燃料電池１０は、セル構造体１を含む。セル構造体の断面模式図の一例を図２に示す。図２に示すように、セル構造体１は、カソード２と、アノード３と、これらの間に介在する固体電解質層４とを含む。なお、図示例では、アノード３と固体電解質層４とは一体化され、電解質層－電極接合体５を形成している。
　燃料電池１０は、セル構造体１のほか、図１に示すように、カソードに酸化剤を供給するための酸化剤流路２３と、アノードに燃料を供給するための燃料流路５３と、カソード側セパレータ２２と、アノード側セパレータ５２と、を備える。図１の例では、酸化剤流路２３がカソード側セパレータ２２によって形成され、燃料流路５３がアノード側セパレータ５２によって形成されている。すなわち、酸化剤流路２３は、カソード側セパレータ２２が有するガス流路であり、燃料流路５３は、アノード側セパレータ５２が有するガス流路である。
　セル構造体１は、カソード側セパレータ２２と、アノード側セパレータ５２との間に挟持されている。カソード側セパレータ２２の酸化剤流路２３は、セル構造体１のカソード２に対向するように配置され、アノード側セパレータ５２の燃料流路５３は、アノード３に対向するように配置される。以下に、燃料電池セルの個々の構成要素について、更に説明する。
（固体電解質層）
　固体電解質層としては、所定の温度域でプロトン伝導性または酸素イオン伝導性を有するものが用いられる。固体電解質層は、公知の材料を用いることができる。酸素イオン伝導性を有する金属酸化物として、例えば、イットリウム安定化ジルコニア（ＹＳＺ：Yttria-Stabilized　Zirconia）が挙げられる。この場合、ＹＳＺを電解質として使用するＳＯＦＣは、７５０℃～１０００℃の高温で作動させる必要がある。
　また、プロトン伝導性を有する金属酸化物として、例えば、ＢａＣｅ０．８Ｙ０．２Ｏ２．９（ＢＣＹ）、ＢａＺｒ０．８Ｙ０．２Ｏ２．９（ＢＺＹ）などのペロブスカイト酸化物が挙げられる。ＢＣＹおよびＢＺＹは、４００℃～６００℃の中温域で高いプロトン伝導性を示すため、中温型燃料電池の固体電解質層として利用可能である。これらの金属酸化物は、例えば、焼結により形成し、固体電解質層として用いることができる。
　固体電解質層がプロトン伝導性を有する場合、固体電解質層４は、アノード３で生成されたプロトンをカソード２へ移動させる。固体電解質層が酸素イオン伝導性を有する場合、固体電解質層４は、カソード２で生成された酸化物イオンをアノード３へと移動させる。
　固体電解質層の厚みは、例えば、１μｍ～５０μｍ、好ましくは３μｍ～２０μｍである。固体電解質層の厚みがこのような範囲である場合、固体電解質層の抵抗が低く抑えられる点で好ましい。
　固体電解質層は、カソードおよびアノードとともにセル構造体を形成し、燃料電池に組み込むことができる。セル構造体において、固体電解質層は、カソードとアノードとの間に挟持されており、固体電解質層の一方の主面は、アノードに接触し、他方の主面はカソードと接触している。
　（カソード）
　カソードは、多孔質の構造を有している。プロトン伝導性の固体電解質層を用いる場合、カソードでは、固体電解質層を介して伝導されたプロトンと、酸化物イオンとの反応（酸素の還元反応）が進行する。酸化物イオンは、酸化剤流路から導入された酸化剤（酸素）が解離することにより生成する。
　カソード材料としては、公知の材料を用いることができる。カソード材料として、例えば、ランタンを含み、かつペロブスカイト構造を有する化合物（フェライト、マンガナイト、および／またはコバルタイトなど）が好ましく、これらの化合物のうち、さらにストロンチウムを含むものがより好ましい。具体的には、ランタンストロンチウムコバルトフェライト（ＬＳＣＦ、Ｌａ１－ｘ１Ｓｒｘ１Ｆｅ１－ｙ１Ｃｏｙ１Ｏ３－δ１、０＜ｘ１＜１、０＜ｙ１＜１、δ１は酸素欠損量である）、ランタンストロンチウムマンガナイト（ＬＳＭ、Ｌａ１－ｘ２Ｓｒｘ２ＭｎＯ３－δ１、０＜ｘ２＜１、δ１は酸素欠損量である）、ランタンストロンチウムコバルタイト（ＬＳＣ、Ｌａ１－ｘ３Ｓｒｘ３ＣｏＯ３－δ１、０＜ｘ３≦１、δ１は酸素欠損量である）等が挙げられる。プロトンと酸化物イオンとの反応を促進させる観点から、カソードは、Ｐｔ等の触媒を含んでいても良い。触媒を含む場合、カソードは、触媒と上記材料とを混合して、焼結することにより形成することができる。
　カソードは、例えば、上記の材料の原料を焼結することにより形成することができる。必要に応じて、原料とともに、バインダ、添加剤、および／または分散媒などを用いてもよい。
　カソードの厚みは、特に限定されないが、例えば、５μｍ～２ｍｍから適宜決定でき、５μｍ～４０μｍ程度であってもよい。
　（アノード）
　アノードは、多孔質の構造を有している。アノードでは、燃料流路から導入される水素などの燃料を酸化して、プロトンと電子とを放出する反応（燃料の酸化反応）が進行する。酸素イオン伝導性の固体電解質層を用いる場合、アノードにおいて、固体電解質層を介して伝導された酸化物イオンとプロトンとの反応（酸素の還元反応）が進行する。
　アノードの材料としては、公知の材料を用いることができる。アノード材料として、例えば、プロトン伝導性の固体電解質層を用いる場合、触媒成分である酸化ニッケル（ＮｉＯ）と、固体電解質層を構成するプロトン伝導体（酸化イットリウム（Ｙ２Ｏ３）、ＢＣＹ、ＢＺＹなど）との複合酸化物などが挙げられる。酸素イオン伝導性の固体電解質層を用いる場合、触媒および電子伝導体成分である酸化ニッケル（ＮｉＯ）と、固体電解質層を構成する酸素イオン伝導体（ＹＳＺなど）との複合酸化物などが挙げられる。
　アノードは、例えば、原料を焼結することにより形成することができる。例えば、ＮｉＯ粉末とプロトン伝導体の粉末などとの混合物を焼結することによりアノードを形成できる。
　アノードの厚みは、例えば、１０μｍ～２ｍｍから適宜決定でき、１００μｍ～６００μｍであってもよい。
　図１および図２では、アノード３の厚みがカソード２よりも大きくなっており、アノード３が固体電解質層４（ひいてはセル構造体１）を支持する支持体として機能している。なお、アノード３の厚みを、必ずしもカソード２よりも大きくする必要はなく、例えば、アノード３の厚みはカソード２の厚みと同程度であってもよい。
　なお、図示例では、アノードと固体電解質層とが一体化された例を示したが、この場合に限らず、カソードと固体電解質層とが一体化されて、電解質層－電極接合体を形成してもよい。
　酸化剤流路２３は、酸化剤が流入する酸化剤入口と、反応で生成した水や未使用の酸化剤などを排出する酸化剤排出口を有する（いずれも図示せず）。酸化剤としては、例えば、酸素を含むガスが挙げられる。燃料流路５３は、燃料ガスが流入する燃料ガス入口と、未使用の燃料、反応により生成するＨ２Ｏ、Ｎ２、ＣＯ２等を排出する燃料ガス排出口を有する（いずれも図示せず）。燃料ガスとしては、水素、メタン、アンモニア、一酸化炭素等の気体を含むガスが例示される。
　（集電体）
　燃料電池１０は、カソード２とカソード側セパレータ２２との間に配置されるカソード側集電体２１と、アノード３とアノード側セパレータ５２との間に配置されるアノード側集電体５１とを、備えてもよい。カソード側集電体２１は、集電機能に加え、酸化剤流路２３から導入される酸化剤ガスをカソード２に拡散させて供給する機能を果たす。アノード側集電体５１は、集電機能に加え、燃料流路５３から導入される燃料ガスをアノード３に拡散させて供給する機能を果たす。そのため、各集電体は、十分な通気性を有する構造体であることが好ましい。
　本実施形態では、アノード側集電体５１として、上述の耐腐食層を有する金属メッシュを用いることができる。上記金属メッシュは、作動温度が８００℃以上の場合、特に、燃料利用率が７５％以上となる高温の酸化性雰囲気にさらされる場合においても、十分な耐熱性および耐酸化性を有している。勿論、作動温度が８００℃未満、または燃料利用率が７５％未満の条件においても、上記金属メッシュをアノード側集電体５１として使用するのに支障はない。なおこの場合、作動温度の上限値は特に制限されないが、金属間化合物相である第１相の安定性の観点からは、９２０℃とすることができる。また燃料利用率の上限値は理論上１００％である。
　燃料電池１０の作動温度が８００℃未満、または燃料利用率が７５％未満の場合には、アノード側集電体５１として、上記金属メッシュの他に、例えば、銀、銀合金、ニッケル、ニッケル合金等を含む金属多孔体、（耐腐食層を有しない）金属メッシュ、パンチングメタル、エキスパンドメタル等を用いることも可能である。なかでも、軽量性や通気性の点で、金属多孔体が好ましい。特に、三次元網目状の構造を有する金属多孔体が好ましい。三次元網目状の構造とは、金属多孔体を構成する棒状や繊維状の金属が相互に三次元的に繋がり合い、ネットワークを形成している構造を指す。例えば、スポンジ状の構造や不織布状の構造が挙げられる。
　金属多孔体は、例えば、連続空隙を有する樹脂製の多孔体を、前記のような金属で被覆することにより形成できる。金属被覆処理の後、内部の樹脂が除去されると、金属多孔体の骨格の内部に空洞が形成されて、中空となる。このような構造を有する市販の金属多孔体としては、住友電気工業（株）製のニッケルの「セルメット」等を用いることができる。
　カソード側集電体２１は、アノード側よりも高い酸化性雰囲気にさらされるため、アノード側集電体５１よりも耐酸化性に優れた材料が望まれる。一般に、例えば、カソードを構成する材料であるＬＳＣＦをペースト状に加工したものを用いることができる。しかしながら、燃料電池１０の作動温度が７００℃以下の場合、特に燃料利用率が７５％以下の場合には、カソード側集電体２１として、上述の耐腐食層を有する金属メッシュを好適に用いることができる。耐腐食層を有する金属メッシュは、ＬＳＣＦと比べて高い耐熱衝撃性を有している。なおこの場合、作動温度の下限値は特に制限されないが、触媒の活性の観点からは、３００℃とすることができる。また燃料利用率の下限値も特に制限されないが、利用適正の観点から１０％とすることができる。
（セパレータ）
　複数のセル構造体が積層されて、燃料電池が構成される場合には、例えば、セル構造体１と、カソード側セパレータ２２と、アノード側セパレータ５２とが、一単位として積層される。複数のセル構造体１は、例えば、両面にガス流路（酸化剤流路および燃料流路）を備えるセパレータにより、直列に接続されていてもよい。
　セパレータの材料としては、ステンレス鋼、ニッケル基合金、クロム基合金等の耐熱合金が例示できる。なかでも、安価である点で、ステンレス鋼が好ましい。プロトン伝導性固体酸化物型燃料電池（ＰＣＦＣ：Ｐｒｏｔｏｍｉｃ　Ｃｅｒａｍｉｃ　Ｆｕｅｌ　Ｃｅｌｌ）では、作動温度が４００℃～６００℃程度であるため、ステンレス鋼をセパレータの材料として用いることができる。酸素イオン伝導性の固体電解質を用いる場合など、８００℃程度以上の高温で作動させるＳＯＦＣの場合は、セパレータの材料として、ニッケル基合金、クロム基合金等が用いられる。
　燃料電池は、上記のセル構造体を用いる以外は、公知の方法により製造できる。
　＜付記＞
　以上の説明は、以下に付記する実施態様を含む。
（付記１）
　カソードと、アノードと、前記カソード及び前記アノードの間に介在する固体電解質層とを含むセル構造体、
　カソードに酸化剤を供給するための酸化剤流路、
　アノードに燃料を供給するための燃料流路、
　アノード側セパレータ、及び、
　カソード側セパレータ、を備え、
　前記アノード側セパレータと前記アノードの間、または、前記カソード側セパレータと前記カソードの間の少なくともいずれか一方に、集電体が設けられ、
　前記集電体は線材が編み込まれた金属メッシュであり、前記線材の少なくとも表層に耐腐食層を備える、燃料電池。
　以下、本実施形態を実施例および比較例に基づいて具体的に説明するが、本開示は以下の実施例に限定されるものではない。
［実施例１］
　以下のようにして、固体電解質層としてＹＳＺを用いた燃料電池を作成し、評価した。
（１）金属メッシュの作成
　Ｎｉメッシュ（太陽金網製、目開き０．５ｍｍ）を、硫酸第１スズ、硫酸、クレゾールスルホン酸、ゼラチン、および、βナフトールを含むめっき液に浸し、電解めっき処理を行った。その後、１０００℃の水素雰囲気下で２時間、熱処理を行った。これにより、Ｎｉ－Ｓｎ層を備えた金属メッシュ（Ｎｉ－Ｓｎメッシュ）Ｘ１を得た。
（２）セル構造体の作製
　ＺｒＯ2とＹ2Ｏ3との固溶体であるＹＳＺ粉末に、ＮｉＯ（触媒原料）を７０体積％含むようにＮｉＯを混合し、ボールミルによって粉砕混練した。ＹＳＺ中のＺｒとＹとの比率（原子組成比）は９０：１０とした。得られた混合物（５５体積％）と、バインダ（ＰＶＢ系樹脂、４５体積％）とを含むスラリーを、ドクターブレード法によって、厚み１．０ｍｍのシート状に加工し、アノード前駆体シートを得た。同様にして、上記ＹＳＺ粉末（５５体積％）と、バインダ（ＰＶＢ系樹脂、４５体積％）とを含むスラリーを、ドクターブレード法によって厚み１２μｍのシート状に加工し、固体電解質層の前駆体シートを得た。
　これらの前駆体シートを重ねてラミネートし、全体の厚みが約１．０ｍｍの積層体を得た。次に、得られた積層体を、大気中６００℃で１時間加熱して、バインダを除去した。続いて、酸素雰囲気下、１３００℃で２時間の加熱処理を行うことにより共焼結し、アノードと固体電解質層との複合体を形成した。
　続いて、固体電解質層の表面に、カソードの材料であるＬＳＣＦ（Ｌａ０．６Ｓｒ０．４Ｃｏ０．２Ｆｅ０．８Ｏ３－δ）の粉末と有機溶媒（ブチルカルビトールアセテート）とを混合したＬＳＣＦペーストをスクリーン印刷し、酸素雰囲気下、１０００℃で２時間の焼成を行うことにより、セル構造体を作製した。カソードの厚みは１０μｍであった。
（３）燃料電池の作製
　上記で得られたセル構造体のアノードの表面に、アノード集電体として、上述の金属メッシュＸ１を積層し、さらに、ガス流路を有するステンレス鋼製のアノード側セパレータを積層した。一方、カソードの表面に、ガス流路を有するステンレス鋼製のカソード側セパレータを積層し、図１に類似した燃料電池Ｙ１を作製した。アノード側セパレータおよびカソード側セパレータのそれぞれに、リード線の一方の端部を接合した。各リード線の他方の端部は、燃料電池の外部に引き出し、各リード線の間の電流値および電圧値を計測できるように、計測器に接続した。
（４）内部抵抗の評価
　作動温度を９００℃として、作製された燃料電池のアノードに燃料ガスとして水素を０．３Ｌ／分で流し、カソードに空気を１．０Ｌ／分で流した。各リード線を電子負荷装置に接続し、アノード側セパレータとカソード側セパレータとの間に流れる電流と電圧を測定した。このとき、燃料利用率が７５％となるように、アノード側セパレータとカソード側セパレータとの間に流れる電流が３２Ａとなるように、電子負荷装置を設定した。
　燃料電池を１００時間稼動させた後、稼動を停止し、燃料電池を室温まで冷却した。１０時間、燃料電池の停止状態を維持した。その後、上記と同一の条件で、再び燃料電池を１００時間稼動させた。
　燃料電池の稼動と停止を１０回繰り返し、各回の燃料電池の稼動が終了する直前におけるアノード側セパレータとカソード側セパレータとの間の電圧（Ｖ１）の、初期の電圧（Ｖ０）からの劣化率Ａ＝（Ｖ０－Ｖ１）／Ｖ０を求めた。
　電圧Ｖ１は、燃料電池セルで発生した起電力をＥ、集電体で発生する内部抵抗をｒ、アノード側セパレータとカソード側セパレータとの間の電流をＩとして、Ｖ１＝Ｅ－ｒＩで表すことができる。したがって、電流Ｉを一定とした場合、内部抵抗ｒが増加するほど、電圧Ｖ１が低下し、劣化率Ａが増加する。
［比較例１］
　アノード集電体として、耐腐食層を形成していないＮｉ金属メッシュＸ２を用いた燃料電池を、実施例１と同様の方法で作製し、燃料電池Ｙ２を得た。燃料電池Ｙ２の劣化率を、実施例１と同様にして評価した。
［実施例２］
（１）燃料電池の作製
　燃料電池Ｙ１の作製において、セル構造体のアノードの表面に、アノード集電体として、耐腐食層が形成されていないＮｉ金属メッシュを積層し、さらに、ガス流路を有するステンレス鋼製のアノード側セパレータを積層した。一方、カソードの表面に、カソード集電体として、耐腐食層を有する金属メッシュＸ１を積層し、さらに、ガス流路を有するステンレス鋼製のカソード側セパレータを積層した。これ以外については、実施例１の燃料電池Ｙ１と同様の方法で、燃料電池Ｙ３を得た。
（２）内部抵抗の評価
　作動温度を７００℃として、作製された燃料電池のアノードに燃料ガスとして水素を０．３Ｌ／分で流し、カソードに空気を１．０Ｌ／分で流した。リード線を電子負荷装置に接続し、側セパレータとカソード側セパレータとの間に流れる電流と電圧を測定した。このとき、燃料利用率が７５％となるように、アノード側セパレータとカソード側セパレータとの間に流れる電流が３２Ａとなるように、電子負荷装置を設定した。
　実施例１と同様にして、燃料電池の稼動と停止を繰り返し、アノード側セパレータとカソード側セパレータとの間の電圧の劣化率Ａ＝（Ｖ０－Ｖ１）／Ｖ０を求めた。
［比較例２］
　カソード集電体として、耐腐食層が形成されていないＮｉ金属メッシュＸ２を用いた燃料電池を、実施例２と同様の方法で作製し、燃料電池Ｙ４を得た。燃料電池Ｙ４の劣化率を、実施例２と同様にして評価した。
［比較例３］
　実施例２の燃料電池Ｙ３の作製において、カソード集電体としての金属メッシュＸ１をカソードとカソード側セパレータの間に積層する代わりに、固体電解質層の表面に形成するＬＳＣＦペーストの量を増加させ、カソードの厚みを燃料電池Ｙ３よりも厚くした。これ以外については、実施例２と同様の方法で、燃料電池Ｙ５を作製した。
　燃料電池Ｙ５では、カソードの厚みを厚くしたことにより、カソード側セパレータの側に位置するカソード材料の一部を、カソード集電体として機能させている。焼成後のカソードの厚みは５０μｍであった。この場合、カソード側セパレータと接触する側の厚さ４０μｍのＬＳＣＦ層が、カソード集電体に相当する。燃料電池Ｙ５の劣化率を、実施例２と同様にして評価した。
　図４に、燃料電池Ｙ１およびＹ２における、稼動回数ごとの電圧Ｖ１の経時変化を、初期電圧Ｖ０からの劣化率Ａ＝（Ｖ０－Ｖ１）／Ｖ０（％）の経時変化として示す。図５に、燃料電池Ｙ３、Ｙ４およびＹ５における、稼動回数ごとの電圧Ｖ１の経時変化を、初期電圧Ｖ０からの劣化率Ａ＝（Ｖ０－Ｖ１）／Ｖ０（％）の経時変化として示す。
　図４に示すように、燃料電池Ｙ２では、累積稼動時間が長くなるに伴い内部抵抗の上昇が大きい。これは、燃料電池の作動温度が高温（９００℃）であり、高い燃料利用率で作動させていることから、アノードとアノード集電体の周辺が局所的に酸化性の雰囲気になっており、アノード集電体として用いたＮｉメッシュの表面が酸化され、抵抗が上昇したためと考えられる。これに対し、燃料電池Ｙ１では、長時間の累積稼動においても内部抵抗の上昇が抑制されている。これは、耐腐食層を備えたＮｉ－Ｓｎメッシュを使用しているため、耐食性、耐酸化性が高く、集電体の酸化が抑制されたためと考えられる。
　評価後の燃料電池Ｙ１およびＹ２を分解し、アノード集電体を取り出し、表面を観察した。燃料電池Ｙ２では、Ｎｉ金属メッシュＸ２が酸化され、酸化ニッケルが形成されていた。しかしながら、燃料電池Ｙ１では、メッシュＸ１中のニッケルの酸化は見られなかった。
　図５に示すように、燃料電池Ｙ４およびＹ５では、累積稼動時間が長くなるに伴い内部抵抗の上昇が大きい。これは、燃料電池Ｙ４については、カソードとカソード集電体の周辺が酸化性の雰囲気であることから、カソード集電体として用いたＮｉメッシュの表面が酸化され、抵抗が上昇したためと考えられる。燃料電池Ｙ５については、稼動と停止を繰り返すことに伴い、カソード集電体として機能しているＬＳＣＦの一部が熱衝撃により割れ、脱落したためと考えられる。
　これに対し、燃料電池Ｙ３では、長時間の累積稼動においても内部抵抗の増加が抑制されている。これは、金属メッシュが耐熱衝撃性を有しており、且つ、耐腐食層を備えたＮｉ－Ｓｎメッシュであることから、耐腐食層がＮｉの酸化を抑制しているためと考えられる。
　評価後の燃料電池Ｙ３およびＹ４を分解し、カソード集電体を取り出し、表面を観察した。燃料電池Ｙ４では、Ｎｉ金属メッシュＸ２の表面が酸化され、酸化ニッケルが形成されていた。しかしながら、燃料電池Ｙ３では、金属メッシュＸ１中のニッケルの酸化は見られなかった。また、評価後の燃料電池Ｙ５を分解し、セル構造体を取り出して観察したところ、カソードを構成するＬＳＣＦの一部がセル構造体から脱落していた。
　本実施形態に係る燃料電池は、ＳＯＦＣでの利用に適しており、作動時の内部抵抗の低いＳＯＦＣを実現できる。
　１：セル構造体、　２：カソード、　３：アノード、　４：固体電解質層、　５：電解質層－電極接合体、　１０：燃料電池、　２１、５１：集電体、　２２、５２：セパレータ、　２３：酸化剤流路、　５３：燃料流路。

Claims (9)

  1. 　カソードと、アノードと、前記カソード及び前記アノードの間に介在する固体電解質層とを含むセル構造体、
    　前記カソードに対向するカソード側セパレータ、および
    　前記アノードに対向するアノード側セパレータ、を備え、
    　前記セル構造体は、前記カソード側セパレータおよび前記アノード側セパレータに挟持され、
    　前記カソード側セパレータおよび前記アノード側セパレータは、それぞれガス流路を有し、
    　前記アノード側セパレータと前記アノードの間、または、前記カソード側セパレータと前記カソードの間の少なくともいずれか一方に、集電体が設けられ、
    　前記集電体は線材が編み込まれた金属メッシュであり、
    　前記線材は耐腐食層を有する、燃料電池。
  2. 　前記耐腐食層がＮｉおよびＳｎを含む、請求項１に記載の燃料電池。
  3. 　前記耐腐食層は、Ｎｉに対するＳｎの濃度が異なる第１相と第２相とを含み、
    　前記第１相のＳｎの濃度が、前記第２相のＳｎの濃度よりも高い、請求項２に記載の燃料電池。
  4. 　前記集電体が、前記アノード側セパレータと前記アノードの間に設けられている、請求項１～請求項３のいずれか１項に記載の燃料電池。
  5. 　前記固体電解質層が、酸素イオン伝導性を有する、請求項４に記載の燃料電池。
  6. 　前記燃料電池の作動温度が８００℃以上である、請求項４または請求項５に記載の燃料電池。
  7. 　前記燃料電池の燃料利用率が７５％以上である、請求項４～請求項６のいずれか１項に記載の燃料電池。
  8. 　前記集電体が、前記カソード側セパレータと前記カソードの間に設けられている、請求項１～請求項３のいずれか１項に記載の燃料電池。
  9. 　前記燃料電池の作動温度が７００℃以下である、請求項８に記載の燃料電池。
PCT/JP2019/000491 2018-02-27 2019-01-10 燃料電池 WO2019167437A1 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2018-032913 2018-02-27
JP2018032913A JP2021068493A (ja) 2018-02-27 2018-02-27 燃料電池

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019167437A1 true WO2019167437A1 (ja) 2019-09-06

Family

ID=67804919

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2019/000491 WO2019167437A1 (ja) 2018-02-27 2019-01-10 燃料電池

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP2021068493A (ja)
WO (1) WO2019167437A1 (ja)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPWO2023002718A1 (ja) 2021-07-21 2023-01-26

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002216807A (ja) * 2000-11-16 2002-08-02 Mitsubishi Materials Corp 固体電解質型燃料電池の空気極集電体
JP2012119126A (ja) * 2010-11-30 2012-06-21 Magunekusu Kk 固体酸化物燃料電池
JP2013093271A (ja) * 2011-10-27 2013-05-16 Sumitomo Electric Ind Ltd 多孔質集電体及びこれを用いた燃料電池
JP2015060643A (ja) * 2013-09-17 2015-03-30 住友電気工業株式会社 燃料電池
WO2015137102A1 (ja) * 2014-03-12 2015-09-17 住友電気工業株式会社 多孔質集電体、燃料電池及び多孔質集電体の製造方法
WO2015151645A1 (ja) * 2014-03-31 2015-10-08 住友電気工業株式会社 多孔質集電体及び燃料電池

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002216807A (ja) * 2000-11-16 2002-08-02 Mitsubishi Materials Corp 固体電解質型燃料電池の空気極集電体
JP2012119126A (ja) * 2010-11-30 2012-06-21 Magunekusu Kk 固体酸化物燃料電池
JP2013093271A (ja) * 2011-10-27 2013-05-16 Sumitomo Electric Ind Ltd 多孔質集電体及びこれを用いた燃料電池
JP2015060643A (ja) * 2013-09-17 2015-03-30 住友電気工業株式会社 燃料電池
WO2015137102A1 (ja) * 2014-03-12 2015-09-17 住友電気工業株式会社 多孔質集電体、燃料電池及び多孔質集電体の製造方法
WO2015151645A1 (ja) * 2014-03-31 2015-10-08 住友電気工業株式会社 多孔質集電体及び燃料電池

Also Published As

Publication number Publication date
JP2021068493A (ja) 2021-04-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2772974B1 (en) Porous current collector, method for manufacturing same, and fuel cell that uses porous current collector
US20080254336A1 (en) Composite anode showing low performance loss with time
EP1353391A1 (en) Solid electrolyte type fuel cell and air electrode collector for use therein
Zhou et al. Performance and degradation of metal-supported solid oxide fuel cells with impregnated electrodes
EP3118921B1 (en) Porous current collector, fuel cell and method for producing porous current collector
CN107112564B (zh) 电池结构体及其制造方法以及燃料电池
CN110088954B (zh) 固体氧化物电池堆中互联和电池之间的改进的接触
JP6370696B2 (ja) セル構造体、電解質膜−電極接合体、および、燃料電池
JP3924772B2 (ja) 固体電解質型燃料電池の空気極集電体
JP5481611B2 (ja) 高温水蒸気電解セル
JP5637652B2 (ja) 電気化学セルならびにその製造方法および運転方法
US11996589B2 (en) Fuel cell
WO2019167437A1 (ja) 燃料電池
JP6917182B2 (ja) 導電性部材、電気化学反応単位、および、電気化学反応セルスタック
US11984627B2 (en) Chromium adsorption material and fuel cell
JP2021161541A (ja) 合金部材の製造方法、合金部材、電気化学素子、電気化学モジュール、電気化学装置、エネルギーシステム、固体酸化物形燃料電池及び固体酸化物電解セル
JP2004165074A (ja) 固体酸化物形燃料電池用集電体材料
JP2019160794A (ja) 固体酸化物形燃料電池用アノード及び固体酸化物形燃料電池
JP5317493B2 (ja) 電気化学セル
KR101253956B1 (ko) 금속지지체형 고체산화물 연료전지의 제조방법
KR20130075847A (ko) 금속지지체형 고체산화물 연료전지의 제조방법
US11888185B2 (en) Fuel cell
US10637070B2 (en) Highly porous anode catalyst layer structures for fuel flexible solid oxide fuel cells
JP2023147070A (ja) サーメット層、及び、水蒸気電解用水素極
JP2022119219A (ja) 燃料極－固体電解質層複合体、燃料極－固体電解質層複合部材、燃料電池、および、燃料電池の製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 19761392

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 19761392

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP