JP2004227938A - 燃料電池 - Google Patents
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Abstract
【課題】この発明は、間欠的に生成した水分により乾燥した電解質膜を湿潤させ、反応分布を均一として、高い特性を長時間保持できる燃料電池を得る。
【解決手段】酸化剤流体供給配管１４が燃料電池１０の酸化剤流体供給口に接続されている。そして、ブロア１５が酸化剤流体供給配管１４に接続され、酸化剤流体を燃料電池１０の酸化剤流体供給口に供給できるようになっている。さらに、制御装置１６がインバータ１７を介してブロア１５の回転数を間欠的に調整できるようになっている。
【選択図】 図６
【解決手段】酸化剤流体供給配管１４が燃料電池１０の酸化剤流体供給口に接続されている。そして、ブロア１５が酸化剤流体供給配管１４に接続され、酸化剤流体を燃料電池１０の酸化剤流体供給口に供給できるようになっている。さらに、制御装置１６がインバータ１７を介してブロア１５の回転数を間欠的に調整できるようになっている。
【選択図】 図６
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
この発明は、電気化学的な反応を利用して発電する、例えば電気自動車等で使用される燃料電池に関し、特に電解質膜のイオン導電度が水分含有量により変化する固体高分子型燃料電池に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
従来の燃料電池は、水分を含むことによりイオン導電性が発揮される電解質膜を燃料電極および酸化剤電極により挟持してなる単電池（単セル）と、酸化剤流体を流通させる酸化剤流路が一面側に形成された第１セパレータ板と、燃料流体を流通させる燃料流路が一面側に形成され、冷却水を流通させる冷却水流路が他面側に形成された第２セパレータ板とを備えている。そして、従来の燃料電池は、第１セパレータ板がその一面側を酸化剤電極に向けて配設され、かつ、第２セパレータ板がその一面側を燃料電極に向けて配設されてなる積層体を複数積層して構成されている。
従来の燃料電池は、酸化剤流体としての空気が各酸化剤流路に供給され、燃料流体としての水素ガスが各燃料流路に供給される。そして、水素は燃料電極上で電気化学反応によりプロトンとなる。この燃料電極上で生成されたプロトンは、水を伴って電解質膜中を酸化剤電極まで移動し、酸化剤電極上で酸素と反応して水を生成する。
【０００３】
従来の燃料電池では、単セルに反応ガスを供給し続けることで反応が継続する。この時、この反応で重要な役割を果たす電解質膜のイオン導電性は、膜の水分含有量にほぼ比例し、かつ、電解質膜の水分含水量は、雰囲気ガスの湿度に依存することが知られている。（例えば、非特許文献１参照）
そこで、一般には、電解質膜のイオン導電性を確保するために、反応ガスを加湿して燃料電池を運転するようにしている。（例えば、非特許文献２参照）
【０００４】
しかし、反応ガスの加湿には大きなエネルギーが必要となり、例えばセル温度８０℃に対して飽和するまで供給ガスを加湿しようとすると、空気の加湿に必要な熱量は燃料電池の発電量を超える熱量（１．４倍）が必要となり、廃熱の有効利用を阻害するだけでなく、余分なエネルギーを消費し、コジェネ発電の効率を引き下げる恐れがあった。そのため、供給ガスの加湿量を抑制して運転できる燃料電池が求められる。
【０００５】
しかし、酸化剤流路に乾燥した空気を供給した場合、酸化剤流路の上流域では電解質膜が乾燥し、電池反応は生成水により湿潤となった下流域に集中してしまい、十分な電池特性を発揮できなくなる。
そこで、酸化剤流路の空気の供給口と排出口とを周期的に切り換えて運転し、電解質膜の水分分布を均一化させるようにしている。（例えば、特許文献１参照）
【０００６】
【非特許文献１】
「Ｊ． Ｅｌｅｃｔｒｏｃｈｅｍ． Ｓｏｃ．」１４０（１９９３）， ｐｐ１０４１−１０４７ ”Ｗａｔｅｒ Ｕｐｔａｋｅ ｂｙ ａｎｄ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔ Ｔｈｒｏｕｇｈ Ｎａｆｉｏｎ １１７ Ｍｅｍｂｒａｎｅｓ”
【非特許文献２】
「第９回燃料電池シンポジウム講演要旨集」２００２， ”低加湿対応ＰＥＦＣスタックの開発”
【特許文献１】
特表２００１−５２５５９６号公報
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
この従来の燃料電池では、反応ガスの切り換え時には、差圧が大きくついたり、ガス欠を防止するために弁の切り換えタイミングを微妙に制御する必要があり、また、圧力損失の低い切替弁が必要となり、その運転を容易に実現できない、という不具合があった。
【０００８】
この発明は、上記の題を解消するためになされたもので、湿度の低い反応ガスを供給しても、間欠的に生成した水分により、乾燥した電解質膜を湿潤させ、反応分布を均一として、長期に渡って高電圧・高出力が得られる燃料電池を提供するものである。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
この発明に係る燃料電池は、負荷および燃料流路に供給される燃料流体の流量を変えることなく、酸化剤流路に供給される酸化剤流体の流量を間欠的に減少させる酸化剤流体流量調整手段を備えているものである。
【００１０】
また、酸化剤流路に供給される酸化剤流体の流量を変えることなく、負荷と燃料流路に供給される燃料流体の流量とを間欠的に増大させる燃料流体流量・負荷調整手段を備えているものである。
【００１１】
また、酸化剤流路から排出される酸化剤流体の排ガスを間欠的に酸化剤流路に供給する酸化剤流体の排ガスリサイクル手段を備えているものである。
【００１２】
また、冷却水流路に流通される冷却水の温度を間欠的に下げる冷却水温調整手段を備えているものである。
【００１３】
【発明の実施の形態】
以下、この発明の実施の形態を図について説明する。
実施の形態１．
図１はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池の構成を説明する側面図、図２はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池の単セルの構成を説明する断面図、図３はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池の第１セパレータ板の酸化剤流路面を示す平面図、図４はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池の第２セパレータ板の燃料流路面を示す平面図、図５はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池の第２セパレータ板の冷却水流路面を示す平面図、図６はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池のシステム図、図７はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池における空気利用率およびセル電圧変化を示す図である。
【００１４】
第１セパレータ板１は、図３に示されるように、カーボン等の導電性材料を矩形平板状に作製されたもので、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３および冷却水供給口２４がその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２および冷却水排出口２５が相対する１辺に穿設されている。そして、７本の酸化剤流路１１が、第１セパレータ板１の主面に酸化剤供給口２０から酸化剤排出口２１に至るように蛇腹状に形成されている。
【００１５】
第２セパレータ板２は、図４および図５に示されるように、カーボン等の導電性材料を矩形平板状に作製されたもので、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３および冷却水供給口２４がその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２および冷却水排出口２５が相対する１辺に穿設されている。そして、７本の燃料流路１２が、第２セパレータ板２の主面に燃料供給口２２から燃料排出口２３に至るように蛇腹状に形成されている。また、４本の冷却水流路１３が、第２セパレータ板２の他面に冷却水供給口２４から冷却水排出口２５に至るように蛇腹状に形成されている。
【００１６】
単セル（単電池）６は、図２に示されるように、酸化剤電極３および燃料電極４が電解質膜５を挟持して構成されている。そして、酸化剤電極３および燃料電極４は、水平方向に幅７ｃｍ、垂直方向に高さ１４ｃｍの長方形をなし、ほぼ１００ｃｍ２の有効面積を有している。また、電解質膜５は、酸化剤電極３および燃料電極４より大形の矩形状に形成され、図示していないが、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３および冷却水供給口２４がその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２および冷却水排出口２５が相対する１辺に穿設されている。
ここで、酸化剤電極３および燃料電極４には、例えばカーボン多孔質体（カーボン布等）の電解質膜５側の表面に白金とカーボンとからなる触媒層を設けたものが用いられる。また、電解質膜５には、例えば固体高分子電解質膜が用いられ、具体的には、ナフィオン（デュポン社の登録商標）、アシプレックス（旭化成（株）の登録商標）、フレミオン（旭硝子（株）の登録商標）が用いられる。
【００１７】
そして、酸化剤流路１１を酸化剤電極３に面するように第１セパレータ板１を単セル６に重ね合わせ、かつ、燃料流路１２を燃料電極４に面するように第２セパレータ板２を単セル６に重ね合わせてなる積層体を７０枚積層してスタック７が構成される。また、一対の集電端子８がスタック７の両端に配設され、一対の端板９が集電端子８の外側に配設され、締め付け一体化されて、燃料電池１０が構成される。
このように構成された燃料電池１０は、酸化剤供給口２０、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２、燃料排出口２３、冷却水供給口２４および冷却水排出口２５が、それぞれ積層方向に連通している。そして、酸化剤流体としての空気が、端板９を介して酸化剤供給口２０に供給され、各第１セパレータ板１の酸化剤流路１１を流通して酸化剤排出口２１に至り、端板９を介して排出される。また、燃料流体としての水素ガスが、端板９を介して燃料供給口２２に供給され、各第２セパレータ板２の燃料流路１２を流通して燃料排出口２３に至り、端板９を介して排出される。さらに、冷却水が、端板９を介して冷却水供給口２４に供給され、各第２セパレータ板２の冷却水流路１３を流通して冷却水排出口２５に至り、端板９を介して排出される。
【００１８】
そして、この燃料電池１０では、図６に示されるように、ブロア１５が酸化剤流体供給配管１４に接続されている。このブロア１５は、その回転数が、制御装置１６によりインバータ１７を介して間欠的に制御されるようになっている。なお、ブロア１５、制御装置１６およびインバータ１７が、酸化剤流体の流量調整手段を構成している。
【００１９】
つぎに、この実施の形態１の動作について説明する。
まず、燃料流体としての水素ガスが端板９から燃料供給口２２に導入され、各単セル６の燃料流路１２内を流れて各単セル６の燃料電極４に供給される。一方、酸化剤流体としての空気が端板９から酸化剤供給口２０に導入され、各単セル６の酸化剤流路１１内を流れて各単セル６の酸化剤電極３に供給される。
そして、燃料電極４上において、水素が酸化され、プロトンと電子とが生成される。一方、酸化剤電極３上において、燃料電極４で生成されたプロトンが電解質膜５中を移動して酸化剤電極３に到達し、空気中の酸素および外部回路を介して酸化剤電極３に供給された電子と反応し、水が生成される。そして、この化学反応で生成された電子を外部回路により電流として取り出すことになる。
【００２０】
ここで、冷却水を端板９から冷却水供給口２４に導入し、各単セル６の冷却水流路１３内を流した後冷却水排出口２５および端板９を介して排出し、燃料電池１０の温度を８０℃に維持する。そして、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した。なお、ＣＯを２０ｐｐｍ含有する改質模擬ガス（水素：７５％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この時、酸化剤流路１１の酸化剤供給口２０近傍（酸化剤入口部）の相対湿度は５３％であり、酸化剤流路１１の酸化剤排出口２１近傍（酸化剤出口部）の相対湿度は８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、１時間半運転を継続した時点では７３０ｍＶまで低下した。
【００２１】
この時点で、制御装置１６によりインバータ１７を介してブロア１５の回転数を減少させ、空気流量を５分間５７ｌ／ｍｉｎに絞った（空気利用率６０％）。これにより、酸化剤出口部での酸素分圧は、ドライベースで１２％であったものが、９．６％まで低下した。一方、酸化剤入口部での相対湿度は５３％であったが、酸化剤出口部での相対湿度は９０％まで上昇した。そのため、図７中曲線Ａで示されるように、空気流量を絞った瞬間は、セル電圧が２０ｍＶ程度低下するが、５分間で７４０ｍＶまで回復し、空気流量を元に戻すと、初期と同じ７４５ｍＶ近くまで回復した。これは、下流側の水分量が多く、かつ、下流側の酸素濃度が低くなるため、反応分布が上流側にシフトし、上流側に水分が補給されて湿潤状態に復帰したためと推考される。
この操作を１時間半毎に繰り返して運転を継続したが、１０時間運転を継続した時点でも７４０ｍＶ以上の電圧を保つことができる。
【００２２】
また、比較例として、燃料電池１０の温度を８０℃に維持し、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した場合のセル電圧の測定結果を図７中Ｃとして示す。なお、ＣＯを２０ｐｐｍ含有する改質模擬ガス（水素：７５％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この比較例では、酸化剤流路１１の酸化剤入口部の相対湿度は５３％であった。一方、酸化剤流路１１の酸化剤出口部の相対湿度は、燃料電池反応により水が生成されるため、空気中の水分量が増大し、８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、５時間運転を継続した時点では７００ｍＶまで低下した。これは、空気流路の上流に相当する領域では、電解質膜５が乾燥してそのイオン抵抗が増大し、一方空気流路の下流に相当する領域では、生成水により電解質膜５の水分含有量が増加し、そのイオン抵抗が減少し、反応分布が不均一になったためと推考される。
【００２３】
このように、この実施の形態１によれば、燃料流量および負荷を変えることなく空気流量を間欠的に絞るように制御したので、空気流量が絞られた期間において、反応分布が上流側にシフトして、上流側に水分が補給されて上流側が湿潤状態に復帰し、長時間の運転において高電圧・高出力を維持できる燃料電池が得られる。
また、空気流量を絞っている期間の発電量は、初期４０Ｗ程度低下するものの、空気流量を減らすことにより、ブロア１５の所要電力が２０Ｗ程度低減できるので、実質損失は、１ｋＷの出力に対して２％に当たる最大２０Ｗであった。
【００２４】
ついで、燃料電池１０の運転条件について検討する。
この実施の形態１においては、空気流量を絞る際に、空気利用率を定格の１．２倍に当たる６０％に増大させたが、空気利用率を定格の１．４倍の７０％に増大させても同様の向上効果が得られた。しかし、空気利用率を定格の１．４倍に増大させると、一部のセル電圧が大きく低下するなどしてセル電圧にばらつきを生じることがあり、空気流量を過剰に絞ることは好ましくない。また、空気利用率を定格の１．１倍以下とすると、セル電圧の回復効果はみられなかった。そこで、空気流量を絞る際には、空気利用率を定格の１．１倍より大きく、１．４倍より小さくすればよく、好ましくは定格の１．２倍程度がよい。
また、空気流量を絞る時間を１０分に延ばすことによりセル電圧の回復量が大きくなることがわかった。そして、空気流量を元に戻してから数分後にはセル電圧が同程度に落ち着いていたので、空気流量を絞る時間は数分から１０分程度が適している。なお、空気流量を絞る時間を２０分以上に延ばすと、一部のセル電圧が大きく低下するなどしてセル電圧にばらつきを生じることがあり、毎回長時間空気流量を絞ることは好ましくない。しかし、数回に１回の割合で空気流量を絞る時間を２０分程度に延ばすことは、セル電圧特性を向上させる上で有効であることもわかった。
さらに、空気流量を絞る間隔は、１回の運転時間が半日程度の場合には、１時間から２時間の間が適しており、また、長時間連続運転をする場合には、数時間に１回でも効果が認められた。
【００２５】
なお、上記実施の形態１では、冷却水流路１３を第２セパレータ板２の他面に形成するものとしているが、冷却水流路１３を第１セパレータ１の他面に形成するようにしてもよい。
また、上記実施の形態１では、ブロア１５、制御装置１６およびインバータ１７により酸化剤流体の流量調整手段を構成するものとしているが、酸化剤流体の流量調整手段はこれに限定されるものではなく、酸化剤流体の流量を間欠的に調整できるものであればよい。
【００２６】
実施の形態２．
図８はこの発明の実施の形態２に係る燃料電池のシステム図、図９はこの発明の実施の形態２に係る燃料電池における空気利用率およびセル電圧変化を示す図である。
この実施の形態２では、図８に示すように、燃料流体が改質器３０から燃料流体供給配管３１を介して燃料電池１０に供給されるようになっている。また、インバータ３２が一対の集電端子８に接続されている。そして、制御装置３３が、燃料流体の流量を間欠的に増大させるように改質器３０を制御するとともに、燃料流体の流量の間欠的な増大に連動してインバータ３２を介して燃料電池１０の負荷を間欠的に増大させるようになっている。
なお、燃料電池１０は上記実施の形態１と同等のものである。また、制御装置３３およびインバータ３２が、燃料流体の流量および燃料電池の負荷の調整手段を構成している。
【００２７】
つぎに、この実施の形態２の動作について説明する。
燃料電池１０の温度を８０℃に維持した状態で、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した。なお、ＣＯ濃度が２０ｐｐｍ前後の改質ガス（水素：約７０％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この時、酸化剤流路１１の酸化剤入口部の相対湿度は５３％であり、酸化剤流路１１の酸化剤出口部の相対湿度は８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、１時間半運転を継続した時点では７３０ｍＶまで低下した。
【００２８】
この時点で、空気流量を固定し、制御装置３３により改質器３０からの燃料流体流量を定格の１．２倍（燃料利用率：８０％、空気利用率：６０％）に増大させるとともに、インバータ３２を介して電流を定格の１．２倍（３０Ａ）に増大させた。これにより、酸化剤出口部での酸素分圧は、ドライベースで１２％であったものが、９．６％まで低下した。一方、酸化剤入口部での相対湿度は５３％であったが、酸化剤出口部での相対湿度は９０％まで上昇した。
そのため、図９中曲線Ｂで示されるように、燃料流量および負荷を増大させた瞬間は、セル電圧が６９０ｍＶまで低下するが、５分間で７１０ｍＶまで回復し、燃料流体流量および負荷を元に戻すと、初期と同じ７４５ｍＶ近くまで回復した。これは、下流側の水分量が多く、かつ、下流側の酸素濃度が低くなるため、反応分布が上流側にシフトし、上流側に水分が補給されて湿潤状態に復帰したためと推考される。
この操作を１時間半毎に繰り返して運転を継続したが、１０時間運転を継続した時点でも７４０ｍＶ以上の電圧を保つことができる。
なお、図９中曲線Ｃは、比較例として、燃料電池１０の温度を８０℃に維持し、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、かつ、燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した比較例のセル電圧の測定結果を示している。
【００２９】
このように、この実施の形態２によれば、制御装置３３が改質器３０およびインバータ３２を制御して、空気流量を変えることなく燃料流体流量および負荷を連動して間欠的に増大させるようにしたので、燃料流体流量および負荷が増大された期間において、反応分布が上流側にシフトして、上流側に水分が補給されて上流側が湿潤状態に復帰し、長時間の運転において高電圧・高出力を維持できる燃料電池が得られる。
また、負荷を増大させている期間の発電量は、１８０Ｗも増大するが、セル電圧が低下する分、ＤＣ発電効率が３％低下する。
【００３０】
ついで、燃料電池１０の運転条件について検討する。
この実施の形態２においては、負荷を定格の１．２倍に当たる３０Ａに増大させたが、負荷を定格の１．４倍の３５Ａに増大させても同様の向上効果が得られた。しかし、負荷を定格の１．４倍に増大させると、セル電圧が６５０ｍＶまで低下してしまい効率が大きく低下することや、改質器３０に余力がない場合には、燃料流体流量を定格以上に増大させることが困難となる。また、負荷を定格の１．１倍に増大させると、セル電圧の回復効果がみられるものの、回復時間が長くなってしまう。そこで、負荷は、定格の１．１倍より大きく、１．４倍より小さくすればよく、好ましくは定格の１．２倍程度がよい。
また、負荷を増大する時間を１０分に延ばすことによりセル電圧の回復量が大きくなることがわかったが、効率保持の観点から負荷を増大させる時間はできるだけ短くすることがよく、負荷を増大させる時間は数分から１０分程度が適している。なお、負荷を増大させる時間を２０分程度に延ばすことは、ベース特性を上げる上で有効であることもわかった。
さらに、負荷を増大させる間隔は、１回の運転時間が半日程度の場合には、１時間から２時間の間が適しており、また、長時間連続運転をする場合には、数時間に１回でも効果が認められた。
【００３１】
なお、上記実施の形態２では、制御装置３３およびインバータ３２により燃料流体流量・負荷調整手段を構成するものとしているが、燃料流体流量・負荷調整手段はこれに限定されるものではなく、燃料流体の流量と負荷とを連動して間欠的に調整できるものであればよい。
【００３２】
実施の形態３．
図１０はこの発明の実施の形態３に係る燃料電池のシステム図である。
この実施の形態３では、図１０に示すように、酸化剤流体の排ガスが排ガスリターン配管３５を介して酸化剤流体供給配管１４に供給できるようになっている。そして、排ガスリサイクル用ブロア３６および電磁弁３７が排ガスリターン配管３５に配設されている。さらに、制御装置３８が、排ガスを燃料電池１０に間欠的に供給するように、排ガスリサイクル用ブロア３６および電磁弁３７を間欠起動するようになっている。
なお、燃料電池１０は上記実施の形態１と同等のものである。また、制御装置３８、排ガスリターン配管３５、リサイクル用ブロア３６および電磁弁３７が、排ガスのリサイクル手段を構成している。
【００３３】
つぎに、この実施の形態３の動作について説明する。
燃料電池１０の温度を８０℃に維持した状態で、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した。なお、ＣＯを２０ｐｐｍ含有する改質模擬ガス（水素：７５％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この時、酸化剤流路１１の酸化剤入口部の相対湿度は５３％であり、酸化剤流路１１の酸化剤出口部の相対湿度は８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、１時間半運転を継続した時点では７３０ｍＶまで低下した。
【００３４】
この時点で、制御装置３８が、電磁弁３７を開弁するとともに、排ガスリサイクル用ブロア３６を起動し、３分後電磁弁３７を閉弁するとともに、排ガスリサイクル用ブロア３６を停止する。これにより、空気の排ガスが排ガスリターン配管３５を介して酸化剤流体供給配管１４に戻され、空気が２倍となって燃料電池１０に供給される。この時、酸化剤出口部での酸素分圧は、変化せずドライベースで１２％であったが、酸化剤入口部での酸素分圧は２１％から１７％まで低下する。一方、酸化剤出口部での相対湿度は変化せず８０％であったが、酸化剤入口部の相対湿度は５３％から６７％に増大する。これは、下流側の水分量が多なった排ガスが排ガスリターン配管３５を介して上流側に供給されたため、反応分布が上流側にシフトし、上流側に水分が補給されて湿潤状態に復帰したためと推考される。
そのため、空気の排ガスを供給した瞬間は、酸化剤入口部の酸素濃度が低下するため、セル電圧が７２０ｍＶ近くまで低下するが、数秒で７３０ｍＶを超え、短時間（３分間）で７５０ｍＶまで回復し、排ガスの供給を止めると、初期と同じ７４５ｍＶ近くまで回復した。
この操作を１時間半毎に繰り返して運転を継続したが、１０時間運転を継続した時点でも７４０ｍＶ以上の電圧を保つことができる。
【００３５】
このように、この実施の形態３によれば、制御装置３８が排ガスリサイクル用ブロア３６および電磁弁３７を間欠起動して空気の排ガスを間欠的に燃料電池１０に供給させるようにしたので、排ガスが供給された期間において、反応分布が上流側にシフトして、上流側に水分が補給されて上流側が湿潤状態に復帰し、長時間の運転において高電圧・高出力を維持できる燃料電池が得られる。
また、空気をリサイクルさせている期間の発電量の低下はほとんどないが、排ガスリサイクル用ブロア３６の動力が５０Ｗ増大し、その分発電量が低下した。
【００３６】
ついで、燃料電池１０の運転条件について検討する。
この実施の形態３においては、空気のリサイクル量は、ブロア１５による空気供給量と同じ量としているが、リサイクル量はブロア１５による空気供給量の半分以上であればセル電圧の回復効果が得られる。一方、リサイクル量は基本的に多いほどセル電圧の回復効果が大きくなるが、余分な補機動力や大型のブロアが必要となることから、リサイクル量はブロア１５による空気供給量に対して等量付近とすることが適当である。
また、排ガスのリサイクル時間を１０分に延ばすことによりセル電圧の回復量が大きくなることがわかったが、効率保持の観点から排ガスのリサイクル時間はできるだけ短くすることがよく、２〜３分から１０分程度が適している。なお、排ガスのリサイクルを数回行った後、セル電圧の回復量が少なくなる場合には、排ガスのリサイクル時間を通常より長くすることが有効である。
さらに、排ガスのリサイクルする間隔は、１回の運転時間が半日程度の場合には、１時間から２時間の間が適しており、また、長時間連続運転をする場合には、数時間に１回でも効果が認められた。
【００３７】
なお、上記実施の形態３では、制御装置３８、排ガスリターン配管３５、リサイクル用ブロア３６および電磁弁３７により排ガスのリサイクル手段を構成するものとしているが、排ガスのリサイクル手段はこれに限定されるものではなく、排ガスを間欠的に燃料電池に供給できるものであればよい。
【００３８】
実施の形態４．
図１１はこの発明の実施の形態４に係る燃料電池のシステム図である。
この実施の形態４では、図１１に示すように、冷却水は、貯水タンク４０から冷却水供給配管４１を介して燃料電池１０に供給され、燃料電池１０を冷却した後、冷却水排水配管４２を介して貯水タンク４０に戻されるようになっている。そして、第１熱交換器４３が冷却水排水配管４２に設けられ、ファン４５を備えた第２熱交換器４４が冷却水供給配管４１に設けられている。また、ブロア４６が冷却水供給配管４１に設けられている。さらに、制御装置４７がファン４５を間欠起動するように構成されている。
なお、燃料電池１０は上記実施の形態１と同等のものである。また、制御装置４７、第２熱交換器４４およびファン４５が、冷却水温調整手段を構成している。
【００３９】
つぎに、この実施の形態４の動作について説明する。
ブロア４６を駆動して、貯水タンク４０内の水（冷却水）が冷却水供給配管４１を介して燃料電池１０に供給される。そして、冷却水は端板９から冷却水供給口２４に導入され、各単セル６の冷却水流路１３内を流通して単セル６を冷却した後冷却水排出口２５および端板９を介して排出され、冷却水排水配管４２を介して貯水タンク４０に戻される。これにより、燃料電池１０の温度が８０℃に維持される。
そして、燃料電池１０の温度を８０℃に維持した状態で、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した。なお、ＣＯを２０ｐｐｍ含有する改質模擬ガス（水素：７５％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この時、酸化剤流路１１の酸化剤入口部の相対湿度は５３％であり、酸化剤流路１１の酸化剤出口部の相対湿度は８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、１時間半運転を継続した時点では７３０ｍＶまで低下した。
【００４０】
この時点で、制御装置４７が、ファン４５を２分間駆動する。これにより、冷却水供給配管４１内を流れる冷却水が第２熱交換器４４でファン４５による空気流と熱交換し、その温度が１０℃低下する。その結果、水温が１０℃低下した冷却水が、燃料電池１０に供給され、燃料電池１０の温度が低下する。この場合、酸化剤入口部での相対湿度が８０％に増大し、酸化剤流路の中間地点で飽和し、下流域では結露が生じる。これにより、最初の１分でスタック７の温度が下がり、乾燥していた電解質膜５が湿潤化し、セル電圧が１分程度で７５５ｍＶまで回復する。そして、ファン４５の駆動が停止されると、冷却水の水温が元に戻り、スタック７の発熱により、徐々に温度が上がり、初期と同じ７４５ｍＶ近くまで回復した。この操作を１時間半毎に繰り返して運転を継続したが、１０時間運転を継続した時点でも７４０ｍＶ以上の電圧を保つことができる。
【００４１】
また、スタック７を冷却して暖められた冷却水は、冷却水排水配管４２に導入され、第１熱交換器４３で、水道水との間で熱交換して冷却され、貯水タンク４０に戻される。そして、冷却水と熱交換して暖められた水道水は、貯湯槽に貯液される。この時、冷却水の水温を下げすぎないように、水道水の水量は調整される。
【００４２】
このように、この実施の形態４によれば、冷却水供給配管４１に第２熱交換器４４を配設し、ファン４５を間欠起動して、燃料電池１０に供給される冷却水の水温を間欠的に低下させているので、スタック７の温度が下がり、乾燥していた電解質膜５が湿潤状態に復帰し、長時間の運転において高電圧・高出力を維持できる燃料電池が得られる。
また、スタック７に供給される冷却水の水温を下げている期間の発電量の低下はほとんどないが、この期間内は冷却水排水配管４２に排水される冷却水の水温が貯湯槽に必要な水温よりも低くなるので、水道水の給水が停止され、貯湯槽への温水の供給は停止される。
【００４３】
ついで、燃料電池１０の運転条件について検討する。
この実施の形態４においては、スタック７に供給される冷却水の水温を１０℃下げるものとしているが、冷却水の水温を１５℃以上下げると、フラッディングによりセル特性が急落した。また、冷却水の水温の低下量が５℃未満であると、セル電圧の回復効果が遅かった。そこで、冷却水の水温の低下量は５℃から１０℃とすることが望ましい。
また、冷却水の水温を低下させる時間を５分より長くすると、フラッディングによりセル特性が急落するので、冷却水の水温を低下させる時間は１分から５分程度が適当である。
さらに、冷却水の水温を低下させる間隔は、１回の運転時間が半日程度の場合には、１時間から２時間の間が適しており、また、長時間連続運転をする場合には、数時間に１回でも効果が認められた。
【００４４】
なお、上記実施の形態４では、制御装置４７、第２熱交換器４４およびファン４５により冷却水温調整手段を構成するものとしているが、冷却水温調整手段はこれに限定されるものではなく、燃料電池に供給される冷却水の水温を間欠的に調整できるものであればよい。
【００４５】
実施の形態５．
図１２はこの発明の実施の形態５に係る燃料電池のシステム図、図１３はこの発明の実施の形態５に係る燃料電池の第１セパレータ板の酸化剤流路面を示す平面図、図１４はこの発明の実施の形態５に係る燃料電池の第２セパレータ板の冷却水流路面を示す平面図、図１５はこの発明の実施の形態５に係る燃料電池における酸化剤流路位置と相対湿度との関係を示す図である。
【００４６】
第１セパレータ板１Ａは、図１３に示されるように、カーボン等の導電性材料を矩形平板状に作製されたもので、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３、第１冷却水供給口２６ａおよび第１冷却水供給口２７ａがその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２、第１冷却水排出口２６ｂおよび第２冷却水排出口２７ｂが相対する１辺に穿設されている。そして、７本の酸化剤流路１１が、第１セパレータ板１Ａの主面に酸化剤供給口２０から酸化剤排出口２１に至るように蛇腹状に形成されている。
【００４７】
第２セパレータ板２Ａは、図１４に示されるように、カーボン等の導電性材料を矩形平板状に作製されたもので、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３、第１冷却水供給口２６ａおよび第２冷却水供給口２７ａがその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２、第１冷却水排出口２６ｂおよび第２冷却水排出口２７ｂが相対する１辺に穿設されている。４本の第１冷却水流路１３Ａが、第２セパレータ板２の他面に、酸化剤流路１１の上流側（図１３中上半分）に対応する領域に、第１冷却水供給口２６ａから第１冷却水排出口２６ｂに至るように蛇腹状に形成されている。さらに、４本の第２冷却水流路１３Ｂが、第２セパレータ板２の他面に、酸化剤流路１１の下流側（図１３中下半分）に対応する領域に、第２冷却水供給口２７ａから第２冷却水排出口２７ｂに至るように蛇腹状に形成されている。
なお、図示していないが、上記実施の形態１と同様に、７本の燃料流路１２が、第２セパレータ板２Ａの主面に燃料供給口２２から燃料排出口２３に至るように蛇腹状に形成されている。
【００４８】
また、単セルを構成する電解質膜には、図示していないが、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３、第１冷却水供給口２６ａおよび第２冷却水供給口２７ａがその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２、第１冷却水排出口２６ｂおよび第２冷却水排出口２７ｂが相対する１辺に穿設されている。
そして、酸化剤流路１１を酸化剤電極３に面するように第１セパレータ板１Ａを単セルに重ね合わせ、かつ、燃料流路１２を燃料電極４に面するように第２セパレータ板２Ａを単セルに重ね合わせてなる積層体を７０枚積層してスタック７Ａが構成される。また、一対の集電端子８がスタック７Ａの両端に配設され、一対の端板９が集電端子８の外側に配設され、締め付け一体化されて、燃料電池１０Ａが構成される。
このように構成された燃料電池１０Ａは、酸化剤供給口２０、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２、燃料排出口２３、第１冷却水供給口２６ａ、第２冷却水供給口２７ａ、第１冷却水排出口２６ｂおよび第２冷却水排出口２７ｂが、それぞれ積層方向に連通している。
【００４９】
この実施の形態５では、図１２に示すように、冷却水は、貯水タンク４０から冷却水供給配管４１Ａを介して燃料電池１０に供給され、燃料電池１０を冷却した後、冷却水排水配管４２を介して貯水タンク４０に戻されるようになっている。そして、第１熱交換器４３が冷却水排水配管４２に設けられ、ブロア４６が冷却水供給配管４１Ａに設けられている。また、冷却水供給配管４１Ａは、燃料電池１０Ａ側が第１および第２冷却水供給配管４８、４９に分岐されている。そして、第１冷却水供給配管４８は、第１冷却水供給口２６ａに接続され、第２冷却水供給配管４９は、第２冷却水供給口２７ａに接続されている。さらに、ファン４５を備えた第２熱交換器４４が第１冷却水供給配管４８に設けられ、制御装置４７がファン４５を間欠起動するように構成されている。
なお、制御装置４７、第１冷却水供給配管４８、第２熱交換器４４およびファン４５が、冷却水温調整手段を構成している。
【００５０】
つぎに、この実施の形態５の動作について説明する。
ブロア４６を駆動して、貯水タンク４０内の水（冷却水）が冷却水供給配管４１Ａを介して燃料電池１０Ａに供給される。そして、冷却水は第１および第２冷却水供給配管４８、４９を介して端板９から第１および第２冷却水供給口２６ａ、２７ａに導入され、各単セル６の第１および第２冷却水流路１３Ａ、１３Ｂ内を流通して単セル６を冷却した後第１および第２冷却水排出口２６ｂ、２７ｂおよび端板９を介して排出され、冷却水排水配管４２を介して貯水タンク４０に戻される。これにより、燃料電池１０Ａの温度が８０℃に維持される。
そして、燃料電池１０Ａの温度を８０℃に維持した状態で、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した。なお、ＣＯを２０ｐｐｍ含有する改質模擬ガス（水素：７５％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この時、酸化剤流路１１の酸化剤入口部の相対湿度は５３％であり、酸化剤流路１１の酸化剤出口部の相対湿度は８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、１時間半運転を継続した時点では７３０ｍＶまで低下した。
【００５１】
この時点で、制御装置４７が、ファン４５を５分間駆動する。これにより、第１冷却水供給配管４８内を流れる冷却水が第２熱交換器４４でファン４５による空気流と熱交換し、その温度が１０℃低下する。その結果、水温が１０℃低下した冷却水が、燃料電池１０Ａに供給され、燃料電池１０Ａの温度が低下する。この場合、酸化剤流路１１の上流側のみの温度が１０℃下がるので、酸化剤流路１１内の相対湿度プロフィールは、極端には、上流側が図１５中曲線Ｄに相当し、下流側が図１５中曲線Ｅに相当する。しかし、実際には、上流側および下流側でなだらかな温度勾配が生じ、さらに上流側後半部で一部結露した水分が温度の高い下流側に直接移動するため、図１５中曲線Ｆに相当する相対湿度プロフィールを形成する。そのため、酸化剤流路面内の相対湿度は８０％〜９０％前後に均一化される。
これにより、最初の２、３分でスタック７Ａの空気上流側の温度が下がり、乾燥していた電解質膜５が湿潤化して、セル電圧が７６０ｍＶまで向上する。第１冷却水供給配管４８を流れる冷却水の水温を元に戻すと、スタック７Ａの発熱により徐々に温度があがり、初期と同じ７４５ｍＶ近くまで回復した。この操作を１時間半毎に繰り返して運転を継続したが、１０時間運転を継続した時点でも７４０ｍＶ以上の電圧を保つことができる。
【００５２】
なお、上記実施の形態４では、酸化剤流路１１の相対湿度は、酸化剤入口部で８０％に増大し、中間地点で飽和し、下流域で一部結露が生じていた。そこで、上記実施の形態４での酸化剤流路１１の相対湿度プロファイルは、図１５中曲線Ｄに相当するようになる。
【００５３】
このように、この実施の形態５によれば、酸化剤流路１１の上流側に対応する領域を冷却する第１冷却水流路１３Ａと、酸化剤流路１１の下流側に対応する領域を冷却する第２冷却水流路１３Ｂとを設け、第１冷却水流路１３Ａに接続された第１冷却水供給配管４８に第２熱交換器４４を配設し、ファン４５を間欠起動して、第１冷却水流路１３Ａに供給される冷却水の水温を間欠的に低下させているので、スタック７Ａの酸化剤流路１１の上流側に対応する領域の温度が下がり、乾燥していた電解質膜５が湿潤状態に復帰し、長時間の運転において高電圧・高出力を維持できる燃料電池が得られる。
【００５４】
ついで、燃料電池１０Ａの運転条件について検討する。
この実施の形態５においては、第１冷却水流路１３Ａに供給される冷却水の水温を１０℃下げるものとしているが、冷却水の水温を１５℃以上下げても、フラッディングによるセル特性の急落はみられなかった。そして、冷却水の水温を２０℃下げた時に、フラッディングによるセル特性の急落がみられた。また、冷却水の水温の低下量が５℃未満であると、セル電圧の回復効果が遅かった。そこで、冷却水の水温の低下量は５℃から１５℃とすることが望ましい。
また、冷却水の水温を低下させる時間が１０分以内であれば、フラッディングを生じることはなく、上記実施の形態４に比べて、制御が極めて容易となる。
さらに、冷却水の水温を低下させる間隔は、１回の運転時間が半日程度の場合には、１時間から２時間の間が適しており、また、長時間連続運転をする場合には、数時間に１回でも効果が認められた。
【００５５】
なお、上記実施の形態５では、制御装置４７、第１冷却水供給配管４８、第２熱交換器４４およびファン４５により冷却水温調整手段を構成するものとしているが、冷却水温調整手段はこれに限定されるものではなく、燃料電池の第１冷却水流路１３Ａに供給される冷却水の水温を間欠的に調整できるものであればよい。
【００５６】
【発明の効果】
この発明は、以上説明したように、負荷および燃料流路に供給される燃料流体の流量を変えることなく、酸化剤流路に供給される酸化剤流体の流量を間欠的に減少させる酸化剤流体流量調整手段を備えているので、酸化剤流体の流量を減少させた期間において、反応分布が上流側に移動して、生成水により上流側が湿潤となり、水分分布が均一化され、高い特性を長時間保持できる燃料電池が得られる。
【００５７】
また、酸化剤流路に供給される酸化剤流体の流量を変えることなく、負荷と燃料流路に供給される燃料流体の流量とを間欠的に増大させる燃料流体流量・負荷調整手段を備えているので、負荷と塩嶺流体の流量を増大させた期間において、反応分布が上流側に移動して、生成水により上流側が湿潤となり、水分分布が均一化され、高い特性を長時間保持できる燃料電池が得られる。
【００５８】
また、酸化剤流路から排出される酸化剤流体の排ガスを間欠的に酸化剤流路に供給する酸化剤流体の排ガスリサイクル手段を備えているので、酸化剤流体の排ガスをリサイクルしている期間において、排ガスに含まれる水分が酸化剤流路の上流側に環流されて、上流側が湿潤となり、水分分布が均一化され、高い特性を長時間保持できる燃料電池が得られる。
【００５９】
また、冷却水流路に流通される冷却水の温度を間欠的に下げる冷却水温調整手段を備えているので、冷却水温を下げている期間において、反応ガス中の水分が結露し、乾燥した電解質膜に水分が補給され、高い特性を長時間保持できる燃料電池が得られる。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の実施の形態１に係る燃料電池の構成を説明する側面図である。
【図２】この発明の実施の形態１に係る燃料電池の単セルの構成を説明する断面図である。
【図３】この発明の実施の形態１に係る燃料電池の第１セパレータ板の酸化剤流路面を示す平面図である。
【図４】この発明の実施の形態１に係る燃料電池の第２セパレータ板の燃料流路面を示す平面図である。
【図５】この発明の実施の形態１に係る燃料電池の第２セパレータ板の冷却水流路面を示す平面図である。
【図６】この発明の実施の形態１に係る燃料電池のシステム図である。
【図７】この発明の実施の形態１に係る燃料電池における空気利用率およびセル電圧変化を示す図である。
【図８】この発明の実施の形態２に係る燃料電池のシステム図である。
【図９】この発明の実施の形態２に係る燃料電池における空気利用率およびセル電圧変化を示す図である。
【図１０】この発明の実施の形態３に係る燃料電池のシステム図である。
【図１１】この発明の実施の形態４に係る燃料電池のシステム図である。
【図１２】この発明の実施の形態５に係る燃料電池のシステム図である。
【図１３】この発明の実施の形態５に係る燃料電池の第１セパレータ板の酸化剤流路面を示す平面図である。
【図１４】この発明の実施の形態５に係る燃料電池の第２セパレータ板の冷却水流路面を示す平面図である。
【図１５】この発明の実施の形態５に係る燃料電池における酸化剤流路位置と相対湿度との関係を示す図である。
【符号の説明】
１、１Ａ 第１セパレータ板、２、２Ａ 第２セパレータ板、３ 酸化剤電極、４ 燃料電極、５ 電解質膜、６ 単セル、１０、１０Ａ 燃料電池、１１ 酸化剤流路、１２ 燃料流路、１３ 冷却水流路、１３Ａ 第１冷却水流路、１３Ｂ 第２冷却水流路、１５ ブロア（酸化剤流体流量調整手段）、１６ 制御装置（酸化剤流体流量調整手段）、１７ インバータ（酸化剤流体流量調整手段）、３２ インバータ（燃料流体流量・負荷調整手段）、３３ 制御装置（燃料流体流量・負荷調整手段）、３５ 排ガスリターン配管（排ガスリサイクル手段）、３６ 排ガスリサイクル用ブロア（排ガスリサイクル手段）、３７ 電磁弁（排ガスリサイクル手段）、３８ 制御装置（排ガスリサイクル手段）、４４ 第２熱交換器（冷却水温調整手段）、４５ ファン（冷却水温調整手段）、４７制御装置（冷却水温調整手段）、４８ 第１冷却水供給配管（冷却水温調整手段）。
【発明の属する技術分野】
この発明は、電気化学的な反応を利用して発電する、例えば電気自動車等で使用される燃料電池に関し、特に電解質膜のイオン導電度が水分含有量により変化する固体高分子型燃料電池に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
従来の燃料電池は、水分を含むことによりイオン導電性が発揮される電解質膜を燃料電極および酸化剤電極により挟持してなる単電池（単セル）と、酸化剤流体を流通させる酸化剤流路が一面側に形成された第１セパレータ板と、燃料流体を流通させる燃料流路が一面側に形成され、冷却水を流通させる冷却水流路が他面側に形成された第２セパレータ板とを備えている。そして、従来の燃料電池は、第１セパレータ板がその一面側を酸化剤電極に向けて配設され、かつ、第２セパレータ板がその一面側を燃料電極に向けて配設されてなる積層体を複数積層して構成されている。
従来の燃料電池は、酸化剤流体としての空気が各酸化剤流路に供給され、燃料流体としての水素ガスが各燃料流路に供給される。そして、水素は燃料電極上で電気化学反応によりプロトンとなる。この燃料電極上で生成されたプロトンは、水を伴って電解質膜中を酸化剤電極まで移動し、酸化剤電極上で酸素と反応して水を生成する。
【０００３】
従来の燃料電池では、単セルに反応ガスを供給し続けることで反応が継続する。この時、この反応で重要な役割を果たす電解質膜のイオン導電性は、膜の水分含有量にほぼ比例し、かつ、電解質膜の水分含水量は、雰囲気ガスの湿度に依存することが知られている。（例えば、非特許文献１参照）
そこで、一般には、電解質膜のイオン導電性を確保するために、反応ガスを加湿して燃料電池を運転するようにしている。（例えば、非特許文献２参照）
【０００４】
しかし、反応ガスの加湿には大きなエネルギーが必要となり、例えばセル温度８０℃に対して飽和するまで供給ガスを加湿しようとすると、空気の加湿に必要な熱量は燃料電池の発電量を超える熱量（１．４倍）が必要となり、廃熱の有効利用を阻害するだけでなく、余分なエネルギーを消費し、コジェネ発電の効率を引き下げる恐れがあった。そのため、供給ガスの加湿量を抑制して運転できる燃料電池が求められる。
【０００５】
しかし、酸化剤流路に乾燥した空気を供給した場合、酸化剤流路の上流域では電解質膜が乾燥し、電池反応は生成水により湿潤となった下流域に集中してしまい、十分な電池特性を発揮できなくなる。
そこで、酸化剤流路の空気の供給口と排出口とを周期的に切り換えて運転し、電解質膜の水分分布を均一化させるようにしている。（例えば、特許文献１参照）
【０００６】
【非特許文献１】
「Ｊ． Ｅｌｅｃｔｒｏｃｈｅｍ． Ｓｏｃ．」１４０（１９９３）， ｐｐ１０４１−１０４７ ”Ｗａｔｅｒ Ｕｐｔａｋｅ ｂｙ ａｎｄ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔ Ｔｈｒｏｕｇｈ Ｎａｆｉｏｎ １１７ Ｍｅｍｂｒａｎｅｓ”
【非特許文献２】
「第９回燃料電池シンポジウム講演要旨集」２００２， ”低加湿対応ＰＥＦＣスタックの開発”
【特許文献１】
特表２００１−５２５５９６号公報
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
この従来の燃料電池では、反応ガスの切り換え時には、差圧が大きくついたり、ガス欠を防止するために弁の切り換えタイミングを微妙に制御する必要があり、また、圧力損失の低い切替弁が必要となり、その運転を容易に実現できない、という不具合があった。
【０００８】
この発明は、上記の題を解消するためになされたもので、湿度の低い反応ガスを供給しても、間欠的に生成した水分により、乾燥した電解質膜を湿潤させ、反応分布を均一として、長期に渡って高電圧・高出力が得られる燃料電池を提供するものである。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
この発明に係る燃料電池は、負荷および燃料流路に供給される燃料流体の流量を変えることなく、酸化剤流路に供給される酸化剤流体の流量を間欠的に減少させる酸化剤流体流量調整手段を備えているものである。
【００１０】
また、酸化剤流路に供給される酸化剤流体の流量を変えることなく、負荷と燃料流路に供給される燃料流体の流量とを間欠的に増大させる燃料流体流量・負荷調整手段を備えているものである。
【００１１】
また、酸化剤流路から排出される酸化剤流体の排ガスを間欠的に酸化剤流路に供給する酸化剤流体の排ガスリサイクル手段を備えているものである。
【００１２】
また、冷却水流路に流通される冷却水の温度を間欠的に下げる冷却水温調整手段を備えているものである。
【００１３】
【発明の実施の形態】
以下、この発明の実施の形態を図について説明する。
実施の形態１．
図１はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池の構成を説明する側面図、図２はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池の単セルの構成を説明する断面図、図３はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池の第１セパレータ板の酸化剤流路面を示す平面図、図４はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池の第２セパレータ板の燃料流路面を示す平面図、図５はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池の第２セパレータ板の冷却水流路面を示す平面図、図６はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池のシステム図、図７はこの発明の実施の形態１に係る燃料電池における空気利用率およびセル電圧変化を示す図である。
【００１４】
第１セパレータ板１は、図３に示されるように、カーボン等の導電性材料を矩形平板状に作製されたもので、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３および冷却水供給口２４がその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２および冷却水排出口２５が相対する１辺に穿設されている。そして、７本の酸化剤流路１１が、第１セパレータ板１の主面に酸化剤供給口２０から酸化剤排出口２１に至るように蛇腹状に形成されている。
【００１５】
第２セパレータ板２は、図４および図５に示されるように、カーボン等の導電性材料を矩形平板状に作製されたもので、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３および冷却水供給口２４がその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２および冷却水排出口２５が相対する１辺に穿設されている。そして、７本の燃料流路１２が、第２セパレータ板２の主面に燃料供給口２２から燃料排出口２３に至るように蛇腹状に形成されている。また、４本の冷却水流路１３が、第２セパレータ板２の他面に冷却水供給口２４から冷却水排出口２５に至るように蛇腹状に形成されている。
【００１６】
単セル（単電池）６は、図２に示されるように、酸化剤電極３および燃料電極４が電解質膜５を挟持して構成されている。そして、酸化剤電極３および燃料電極４は、水平方向に幅７ｃｍ、垂直方向に高さ１４ｃｍの長方形をなし、ほぼ１００ｃｍ２の有効面積を有している。また、電解質膜５は、酸化剤電極３および燃料電極４より大形の矩形状に形成され、図示していないが、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３および冷却水供給口２４がその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２および冷却水排出口２５が相対する１辺に穿設されている。
ここで、酸化剤電極３および燃料電極４には、例えばカーボン多孔質体（カーボン布等）の電解質膜５側の表面に白金とカーボンとからなる触媒層を設けたものが用いられる。また、電解質膜５には、例えば固体高分子電解質膜が用いられ、具体的には、ナフィオン（デュポン社の登録商標）、アシプレックス（旭化成（株）の登録商標）、フレミオン（旭硝子（株）の登録商標）が用いられる。
【００１７】
そして、酸化剤流路１１を酸化剤電極３に面するように第１セパレータ板１を単セル６に重ね合わせ、かつ、燃料流路１２を燃料電極４に面するように第２セパレータ板２を単セル６に重ね合わせてなる積層体を７０枚積層してスタック７が構成される。また、一対の集電端子８がスタック７の両端に配設され、一対の端板９が集電端子８の外側に配設され、締め付け一体化されて、燃料電池１０が構成される。
このように構成された燃料電池１０は、酸化剤供給口２０、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２、燃料排出口２３、冷却水供給口２４および冷却水排出口２５が、それぞれ積層方向に連通している。そして、酸化剤流体としての空気が、端板９を介して酸化剤供給口２０に供給され、各第１セパレータ板１の酸化剤流路１１を流通して酸化剤排出口２１に至り、端板９を介して排出される。また、燃料流体としての水素ガスが、端板９を介して燃料供給口２２に供給され、各第２セパレータ板２の燃料流路１２を流通して燃料排出口２３に至り、端板９を介して排出される。さらに、冷却水が、端板９を介して冷却水供給口２４に供給され、各第２セパレータ板２の冷却水流路１３を流通して冷却水排出口２５に至り、端板９を介して排出される。
【００１８】
そして、この燃料電池１０では、図６に示されるように、ブロア１５が酸化剤流体供給配管１４に接続されている。このブロア１５は、その回転数が、制御装置１６によりインバータ１７を介して間欠的に制御されるようになっている。なお、ブロア１５、制御装置１６およびインバータ１７が、酸化剤流体の流量調整手段を構成している。
【００１９】
つぎに、この実施の形態１の動作について説明する。
まず、燃料流体としての水素ガスが端板９から燃料供給口２２に導入され、各単セル６の燃料流路１２内を流れて各単セル６の燃料電極４に供給される。一方、酸化剤流体としての空気が端板９から酸化剤供給口２０に導入され、各単セル６の酸化剤流路１１内を流れて各単セル６の酸化剤電極３に供給される。
そして、燃料電極４上において、水素が酸化され、プロトンと電子とが生成される。一方、酸化剤電極３上において、燃料電極４で生成されたプロトンが電解質膜５中を移動して酸化剤電極３に到達し、空気中の酸素および外部回路を介して酸化剤電極３に供給された電子と反応し、水が生成される。そして、この化学反応で生成された電子を外部回路により電流として取り出すことになる。
【００２０】
ここで、冷却水を端板９から冷却水供給口２４に導入し、各単セル６の冷却水流路１３内を流した後冷却水排出口２５および端板９を介して排出し、燃料電池１０の温度を８０℃に維持する。そして、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した。なお、ＣＯを２０ｐｐｍ含有する改質模擬ガス（水素：７５％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この時、酸化剤流路１１の酸化剤供給口２０近傍（酸化剤入口部）の相対湿度は５３％であり、酸化剤流路１１の酸化剤排出口２１近傍（酸化剤出口部）の相対湿度は８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、１時間半運転を継続した時点では７３０ｍＶまで低下した。
【００２１】
この時点で、制御装置１６によりインバータ１７を介してブロア１５の回転数を減少させ、空気流量を５分間５７ｌ／ｍｉｎに絞った（空気利用率６０％）。これにより、酸化剤出口部での酸素分圧は、ドライベースで１２％であったものが、９．６％まで低下した。一方、酸化剤入口部での相対湿度は５３％であったが、酸化剤出口部での相対湿度は９０％まで上昇した。そのため、図７中曲線Ａで示されるように、空気流量を絞った瞬間は、セル電圧が２０ｍＶ程度低下するが、５分間で７４０ｍＶまで回復し、空気流量を元に戻すと、初期と同じ７４５ｍＶ近くまで回復した。これは、下流側の水分量が多く、かつ、下流側の酸素濃度が低くなるため、反応分布が上流側にシフトし、上流側に水分が補給されて湿潤状態に復帰したためと推考される。
この操作を１時間半毎に繰り返して運転を継続したが、１０時間運転を継続した時点でも７４０ｍＶ以上の電圧を保つことができる。
【００２２】
また、比較例として、燃料電池１０の温度を８０℃に維持し、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した場合のセル電圧の測定結果を図７中Ｃとして示す。なお、ＣＯを２０ｐｐｍ含有する改質模擬ガス（水素：７５％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この比較例では、酸化剤流路１１の酸化剤入口部の相対湿度は５３％であった。一方、酸化剤流路１１の酸化剤出口部の相対湿度は、燃料電池反応により水が生成されるため、空気中の水分量が増大し、８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、５時間運転を継続した時点では７００ｍＶまで低下した。これは、空気流路の上流に相当する領域では、電解質膜５が乾燥してそのイオン抵抗が増大し、一方空気流路の下流に相当する領域では、生成水により電解質膜５の水分含有量が増加し、そのイオン抵抗が減少し、反応分布が不均一になったためと推考される。
【００２３】
このように、この実施の形態１によれば、燃料流量および負荷を変えることなく空気流量を間欠的に絞るように制御したので、空気流量が絞られた期間において、反応分布が上流側にシフトして、上流側に水分が補給されて上流側が湿潤状態に復帰し、長時間の運転において高電圧・高出力を維持できる燃料電池が得られる。
また、空気流量を絞っている期間の発電量は、初期４０Ｗ程度低下するものの、空気流量を減らすことにより、ブロア１５の所要電力が２０Ｗ程度低減できるので、実質損失は、１ｋＷの出力に対して２％に当たる最大２０Ｗであった。
【００２４】
ついで、燃料電池１０の運転条件について検討する。
この実施の形態１においては、空気流量を絞る際に、空気利用率を定格の１．２倍に当たる６０％に増大させたが、空気利用率を定格の１．４倍の７０％に増大させても同様の向上効果が得られた。しかし、空気利用率を定格の１．４倍に増大させると、一部のセル電圧が大きく低下するなどしてセル電圧にばらつきを生じることがあり、空気流量を過剰に絞ることは好ましくない。また、空気利用率を定格の１．１倍以下とすると、セル電圧の回復効果はみられなかった。そこで、空気流量を絞る際には、空気利用率を定格の１．１倍より大きく、１．４倍より小さくすればよく、好ましくは定格の１．２倍程度がよい。
また、空気流量を絞る時間を１０分に延ばすことによりセル電圧の回復量が大きくなることがわかった。そして、空気流量を元に戻してから数分後にはセル電圧が同程度に落ち着いていたので、空気流量を絞る時間は数分から１０分程度が適している。なお、空気流量を絞る時間を２０分以上に延ばすと、一部のセル電圧が大きく低下するなどしてセル電圧にばらつきを生じることがあり、毎回長時間空気流量を絞ることは好ましくない。しかし、数回に１回の割合で空気流量を絞る時間を２０分程度に延ばすことは、セル電圧特性を向上させる上で有効であることもわかった。
さらに、空気流量を絞る間隔は、１回の運転時間が半日程度の場合には、１時間から２時間の間が適しており、また、長時間連続運転をする場合には、数時間に１回でも効果が認められた。
【００２５】
なお、上記実施の形態１では、冷却水流路１３を第２セパレータ板２の他面に形成するものとしているが、冷却水流路１３を第１セパレータ１の他面に形成するようにしてもよい。
また、上記実施の形態１では、ブロア１５、制御装置１６およびインバータ１７により酸化剤流体の流量調整手段を構成するものとしているが、酸化剤流体の流量調整手段はこれに限定されるものではなく、酸化剤流体の流量を間欠的に調整できるものであればよい。
【００２６】
実施の形態２．
図８はこの発明の実施の形態２に係る燃料電池のシステム図、図９はこの発明の実施の形態２に係る燃料電池における空気利用率およびセル電圧変化を示す図である。
この実施の形態２では、図８に示すように、燃料流体が改質器３０から燃料流体供給配管３１を介して燃料電池１０に供給されるようになっている。また、インバータ３２が一対の集電端子８に接続されている。そして、制御装置３３が、燃料流体の流量を間欠的に増大させるように改質器３０を制御するとともに、燃料流体の流量の間欠的な増大に連動してインバータ３２を介して燃料電池１０の負荷を間欠的に増大させるようになっている。
なお、燃料電池１０は上記実施の形態１と同等のものである。また、制御装置３３およびインバータ３２が、燃料流体の流量および燃料電池の負荷の調整手段を構成している。
【００２７】
つぎに、この実施の形態２の動作について説明する。
燃料電池１０の温度を８０℃に維持した状態で、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した。なお、ＣＯ濃度が２０ｐｐｍ前後の改質ガス（水素：約７０％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この時、酸化剤流路１１の酸化剤入口部の相対湿度は５３％であり、酸化剤流路１１の酸化剤出口部の相対湿度は８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、１時間半運転を継続した時点では７３０ｍＶまで低下した。
【００２８】
この時点で、空気流量を固定し、制御装置３３により改質器３０からの燃料流体流量を定格の１．２倍（燃料利用率：８０％、空気利用率：６０％）に増大させるとともに、インバータ３２を介して電流を定格の１．２倍（３０Ａ）に増大させた。これにより、酸化剤出口部での酸素分圧は、ドライベースで１２％であったものが、９．６％まで低下した。一方、酸化剤入口部での相対湿度は５３％であったが、酸化剤出口部での相対湿度は９０％まで上昇した。
そのため、図９中曲線Ｂで示されるように、燃料流量および負荷を増大させた瞬間は、セル電圧が６９０ｍＶまで低下するが、５分間で７１０ｍＶまで回復し、燃料流体流量および負荷を元に戻すと、初期と同じ７４５ｍＶ近くまで回復した。これは、下流側の水分量が多く、かつ、下流側の酸素濃度が低くなるため、反応分布が上流側にシフトし、上流側に水分が補給されて湿潤状態に復帰したためと推考される。
この操作を１時間半毎に繰り返して運転を継続したが、１０時間運転を継続した時点でも７４０ｍＶ以上の電圧を保つことができる。
なお、図９中曲線Ｃは、比較例として、燃料電池１０の温度を８０℃に維持し、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、かつ、燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した比較例のセル電圧の測定結果を示している。
【００２９】
このように、この実施の形態２によれば、制御装置３３が改質器３０およびインバータ３２を制御して、空気流量を変えることなく燃料流体流量および負荷を連動して間欠的に増大させるようにしたので、燃料流体流量および負荷が増大された期間において、反応分布が上流側にシフトして、上流側に水分が補給されて上流側が湿潤状態に復帰し、長時間の運転において高電圧・高出力を維持できる燃料電池が得られる。
また、負荷を増大させている期間の発電量は、１８０Ｗも増大するが、セル電圧が低下する分、ＤＣ発電効率が３％低下する。
【００３０】
ついで、燃料電池１０の運転条件について検討する。
この実施の形態２においては、負荷を定格の１．２倍に当たる３０Ａに増大させたが、負荷を定格の１．４倍の３５Ａに増大させても同様の向上効果が得られた。しかし、負荷を定格の１．４倍に増大させると、セル電圧が６５０ｍＶまで低下してしまい効率が大きく低下することや、改質器３０に余力がない場合には、燃料流体流量を定格以上に増大させることが困難となる。また、負荷を定格の１．１倍に増大させると、セル電圧の回復効果がみられるものの、回復時間が長くなってしまう。そこで、負荷は、定格の１．１倍より大きく、１．４倍より小さくすればよく、好ましくは定格の１．２倍程度がよい。
また、負荷を増大する時間を１０分に延ばすことによりセル電圧の回復量が大きくなることがわかったが、効率保持の観点から負荷を増大させる時間はできるだけ短くすることがよく、負荷を増大させる時間は数分から１０分程度が適している。なお、負荷を増大させる時間を２０分程度に延ばすことは、ベース特性を上げる上で有効であることもわかった。
さらに、負荷を増大させる間隔は、１回の運転時間が半日程度の場合には、１時間から２時間の間が適しており、また、長時間連続運転をする場合には、数時間に１回でも効果が認められた。
【００３１】
なお、上記実施の形態２では、制御装置３３およびインバータ３２により燃料流体流量・負荷調整手段を構成するものとしているが、燃料流体流量・負荷調整手段はこれに限定されるものではなく、燃料流体の流量と負荷とを連動して間欠的に調整できるものであればよい。
【００３２】
実施の形態３．
図１０はこの発明の実施の形態３に係る燃料電池のシステム図である。
この実施の形態３では、図１０に示すように、酸化剤流体の排ガスが排ガスリターン配管３５を介して酸化剤流体供給配管１４に供給できるようになっている。そして、排ガスリサイクル用ブロア３６および電磁弁３７が排ガスリターン配管３５に配設されている。さらに、制御装置３８が、排ガスを燃料電池１０に間欠的に供給するように、排ガスリサイクル用ブロア３６および電磁弁３７を間欠起動するようになっている。
なお、燃料電池１０は上記実施の形態１と同等のものである。また、制御装置３８、排ガスリターン配管３５、リサイクル用ブロア３６および電磁弁３７が、排ガスのリサイクル手段を構成している。
【００３３】
つぎに、この実施の形態３の動作について説明する。
燃料電池１０の温度を８０℃に維持した状態で、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した。なお、ＣＯを２０ｐｐｍ含有する改質模擬ガス（水素：７５％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この時、酸化剤流路１１の酸化剤入口部の相対湿度は５３％であり、酸化剤流路１１の酸化剤出口部の相対湿度は８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、１時間半運転を継続した時点では７３０ｍＶまで低下した。
【００３４】
この時点で、制御装置３８が、電磁弁３７を開弁するとともに、排ガスリサイクル用ブロア３６を起動し、３分後電磁弁３７を閉弁するとともに、排ガスリサイクル用ブロア３６を停止する。これにより、空気の排ガスが排ガスリターン配管３５を介して酸化剤流体供給配管１４に戻され、空気が２倍となって燃料電池１０に供給される。この時、酸化剤出口部での酸素分圧は、変化せずドライベースで１２％であったが、酸化剤入口部での酸素分圧は２１％から１７％まで低下する。一方、酸化剤出口部での相対湿度は変化せず８０％であったが、酸化剤入口部の相対湿度は５３％から６７％に増大する。これは、下流側の水分量が多なった排ガスが排ガスリターン配管３５を介して上流側に供給されたため、反応分布が上流側にシフトし、上流側に水分が補給されて湿潤状態に復帰したためと推考される。
そのため、空気の排ガスを供給した瞬間は、酸化剤入口部の酸素濃度が低下するため、セル電圧が７２０ｍＶ近くまで低下するが、数秒で７３０ｍＶを超え、短時間（３分間）で７５０ｍＶまで回復し、排ガスの供給を止めると、初期と同じ７４５ｍＶ近くまで回復した。
この操作を１時間半毎に繰り返して運転を継続したが、１０時間運転を継続した時点でも７４０ｍＶ以上の電圧を保つことができる。
【００３５】
このように、この実施の形態３によれば、制御装置３８が排ガスリサイクル用ブロア３６および電磁弁３７を間欠起動して空気の排ガスを間欠的に燃料電池１０に供給させるようにしたので、排ガスが供給された期間において、反応分布が上流側にシフトして、上流側に水分が補給されて上流側が湿潤状態に復帰し、長時間の運転において高電圧・高出力を維持できる燃料電池が得られる。
また、空気をリサイクルさせている期間の発電量の低下はほとんどないが、排ガスリサイクル用ブロア３６の動力が５０Ｗ増大し、その分発電量が低下した。
【００３６】
ついで、燃料電池１０の運転条件について検討する。
この実施の形態３においては、空気のリサイクル量は、ブロア１５による空気供給量と同じ量としているが、リサイクル量はブロア１５による空気供給量の半分以上であればセル電圧の回復効果が得られる。一方、リサイクル量は基本的に多いほどセル電圧の回復効果が大きくなるが、余分な補機動力や大型のブロアが必要となることから、リサイクル量はブロア１５による空気供給量に対して等量付近とすることが適当である。
また、排ガスのリサイクル時間を１０分に延ばすことによりセル電圧の回復量が大きくなることがわかったが、効率保持の観点から排ガスのリサイクル時間はできるだけ短くすることがよく、２〜３分から１０分程度が適している。なお、排ガスのリサイクルを数回行った後、セル電圧の回復量が少なくなる場合には、排ガスのリサイクル時間を通常より長くすることが有効である。
さらに、排ガスのリサイクルする間隔は、１回の運転時間が半日程度の場合には、１時間から２時間の間が適しており、また、長時間連続運転をする場合には、数時間に１回でも効果が認められた。
【００３７】
なお、上記実施の形態３では、制御装置３８、排ガスリターン配管３５、リサイクル用ブロア３６および電磁弁３７により排ガスのリサイクル手段を構成するものとしているが、排ガスのリサイクル手段はこれに限定されるものではなく、排ガスを間欠的に燃料電池に供給できるものであればよい。
【００３８】
実施の形態４．
図１１はこの発明の実施の形態４に係る燃料電池のシステム図である。
この実施の形態４では、図１１に示すように、冷却水は、貯水タンク４０から冷却水供給配管４１を介して燃料電池１０に供給され、燃料電池１０を冷却した後、冷却水排水配管４２を介して貯水タンク４０に戻されるようになっている。そして、第１熱交換器４３が冷却水排水配管４２に設けられ、ファン４５を備えた第２熱交換器４４が冷却水供給配管４１に設けられている。また、ブロア４６が冷却水供給配管４１に設けられている。さらに、制御装置４７がファン４５を間欠起動するように構成されている。
なお、燃料電池１０は上記実施の形態１と同等のものである。また、制御装置４７、第２熱交換器４４およびファン４５が、冷却水温調整手段を構成している。
【００３９】
つぎに、この実施の形態４の動作について説明する。
ブロア４６を駆動して、貯水タンク４０内の水（冷却水）が冷却水供給配管４１を介して燃料電池１０に供給される。そして、冷却水は端板９から冷却水供給口２４に導入され、各単セル６の冷却水流路１３内を流通して単セル６を冷却した後冷却水排出口２５および端板９を介して排出され、冷却水排水配管４２を介して貯水タンク４０に戻される。これにより、燃料電池１０の温度が８０℃に維持される。
そして、燃料電池１０の温度を８０℃に維持した状態で、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した。なお、ＣＯを２０ｐｐｍ含有する改質模擬ガス（水素：７５％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この時、酸化剤流路１１の酸化剤入口部の相対湿度は５３％であり、酸化剤流路１１の酸化剤出口部の相対湿度は８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、１時間半運転を継続した時点では７３０ｍＶまで低下した。
【００４０】
この時点で、制御装置４７が、ファン４５を２分間駆動する。これにより、冷却水供給配管４１内を流れる冷却水が第２熱交換器４４でファン４５による空気流と熱交換し、その温度が１０℃低下する。その結果、水温が１０℃低下した冷却水が、燃料電池１０に供給され、燃料電池１０の温度が低下する。この場合、酸化剤入口部での相対湿度が８０％に増大し、酸化剤流路の中間地点で飽和し、下流域では結露が生じる。これにより、最初の１分でスタック７の温度が下がり、乾燥していた電解質膜５が湿潤化し、セル電圧が１分程度で７５５ｍＶまで回復する。そして、ファン４５の駆動が停止されると、冷却水の水温が元に戻り、スタック７の発熱により、徐々に温度が上がり、初期と同じ７４５ｍＶ近くまで回復した。この操作を１時間半毎に繰り返して運転を継続したが、１０時間運転を継続した時点でも７４０ｍＶ以上の電圧を保つことができる。
【００４１】
また、スタック７を冷却して暖められた冷却水は、冷却水排水配管４２に導入され、第１熱交換器４３で、水道水との間で熱交換して冷却され、貯水タンク４０に戻される。そして、冷却水と熱交換して暖められた水道水は、貯湯槽に貯液される。この時、冷却水の水温を下げすぎないように、水道水の水量は調整される。
【００４２】
このように、この実施の形態４によれば、冷却水供給配管４１に第２熱交換器４４を配設し、ファン４５を間欠起動して、燃料電池１０に供給される冷却水の水温を間欠的に低下させているので、スタック７の温度が下がり、乾燥していた電解質膜５が湿潤状態に復帰し、長時間の運転において高電圧・高出力を維持できる燃料電池が得られる。
また、スタック７に供給される冷却水の水温を下げている期間の発電量の低下はほとんどないが、この期間内は冷却水排水配管４２に排水される冷却水の水温が貯湯槽に必要な水温よりも低くなるので、水道水の給水が停止され、貯湯槽への温水の供給は停止される。
【００４３】
ついで、燃料電池１０の運転条件について検討する。
この実施の形態４においては、スタック７に供給される冷却水の水温を１０℃下げるものとしているが、冷却水の水温を１５℃以上下げると、フラッディングによりセル特性が急落した。また、冷却水の水温の低下量が５℃未満であると、セル電圧の回復効果が遅かった。そこで、冷却水の水温の低下量は５℃から１０℃とすることが望ましい。
また、冷却水の水温を低下させる時間を５分より長くすると、フラッディングによりセル特性が急落するので、冷却水の水温を低下させる時間は１分から５分程度が適当である。
さらに、冷却水の水温を低下させる間隔は、１回の運転時間が半日程度の場合には、１時間から２時間の間が適しており、また、長時間連続運転をする場合には、数時間に１回でも効果が認められた。
【００４４】
なお、上記実施の形態４では、制御装置４７、第２熱交換器４４およびファン４５により冷却水温調整手段を構成するものとしているが、冷却水温調整手段はこれに限定されるものではなく、燃料電池に供給される冷却水の水温を間欠的に調整できるものであればよい。
【００４５】
実施の形態５．
図１２はこの発明の実施の形態５に係る燃料電池のシステム図、図１３はこの発明の実施の形態５に係る燃料電池の第１セパレータ板の酸化剤流路面を示す平面図、図１４はこの発明の実施の形態５に係る燃料電池の第２セパレータ板の冷却水流路面を示す平面図、図１５はこの発明の実施の形態５に係る燃料電池における酸化剤流路位置と相対湿度との関係を示す図である。
【００４６】
第１セパレータ板１Ａは、図１３に示されるように、カーボン等の導電性材料を矩形平板状に作製されたもので、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３、第１冷却水供給口２６ａおよび第１冷却水供給口２７ａがその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２、第１冷却水排出口２６ｂおよび第２冷却水排出口２７ｂが相対する１辺に穿設されている。そして、７本の酸化剤流路１１が、第１セパレータ板１Ａの主面に酸化剤供給口２０から酸化剤排出口２１に至るように蛇腹状に形成されている。
【００４７】
第２セパレータ板２Ａは、図１４に示されるように、カーボン等の導電性材料を矩形平板状に作製されたもので、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３、第１冷却水供給口２６ａおよび第２冷却水供給口２７ａがその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２、第１冷却水排出口２６ｂおよび第２冷却水排出口２７ｂが相対する１辺に穿設されている。４本の第１冷却水流路１３Ａが、第２セパレータ板２の他面に、酸化剤流路１１の上流側（図１３中上半分）に対応する領域に、第１冷却水供給口２６ａから第１冷却水排出口２６ｂに至るように蛇腹状に形成されている。さらに、４本の第２冷却水流路１３Ｂが、第２セパレータ板２の他面に、酸化剤流路１１の下流側（図１３中下半分）に対応する領域に、第２冷却水供給口２７ａから第２冷却水排出口２７ｂに至るように蛇腹状に形成されている。
なお、図示していないが、上記実施の形態１と同様に、７本の燃料流路１２が、第２セパレータ板２Ａの主面に燃料供給口２２から燃料排出口２３に至るように蛇腹状に形成されている。
【００４８】
また、単セルを構成する電解質膜には、図示していないが、酸化剤供給口２０、燃料排出口２３、第１冷却水供給口２６ａおよび第２冷却水供給口２７ａがその１辺に穿設され、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２、第１冷却水排出口２６ｂおよび第２冷却水排出口２７ｂが相対する１辺に穿設されている。
そして、酸化剤流路１１を酸化剤電極３に面するように第１セパレータ板１Ａを単セルに重ね合わせ、かつ、燃料流路１２を燃料電極４に面するように第２セパレータ板２Ａを単セルに重ね合わせてなる積層体を７０枚積層してスタック７Ａが構成される。また、一対の集電端子８がスタック７Ａの両端に配設され、一対の端板９が集電端子８の外側に配設され、締め付け一体化されて、燃料電池１０Ａが構成される。
このように構成された燃料電池１０Ａは、酸化剤供給口２０、酸化剤排出口２１、燃料供給口２２、燃料排出口２３、第１冷却水供給口２６ａ、第２冷却水供給口２７ａ、第１冷却水排出口２６ｂおよび第２冷却水排出口２７ｂが、それぞれ積層方向に連通している。
【００４９】
この実施の形態５では、図１２に示すように、冷却水は、貯水タンク４０から冷却水供給配管４１Ａを介して燃料電池１０に供給され、燃料電池１０を冷却した後、冷却水排水配管４２を介して貯水タンク４０に戻されるようになっている。そして、第１熱交換器４３が冷却水排水配管４２に設けられ、ブロア４６が冷却水供給配管４１Ａに設けられている。また、冷却水供給配管４１Ａは、燃料電池１０Ａ側が第１および第２冷却水供給配管４８、４９に分岐されている。そして、第１冷却水供給配管４８は、第１冷却水供給口２６ａに接続され、第２冷却水供給配管４９は、第２冷却水供給口２７ａに接続されている。さらに、ファン４５を備えた第２熱交換器４４が第１冷却水供給配管４８に設けられ、制御装置４７がファン４５を間欠起動するように構成されている。
なお、制御装置４７、第１冷却水供給配管４８、第２熱交換器４４およびファン４５が、冷却水温調整手段を構成している。
【００５０】
つぎに、この実施の形態５の動作について説明する。
ブロア４６を駆動して、貯水タンク４０内の水（冷却水）が冷却水供給配管４１Ａを介して燃料電池１０Ａに供給される。そして、冷却水は第１および第２冷却水供給配管４８、４９を介して端板９から第１および第２冷却水供給口２６ａ、２７ａに導入され、各単セル６の第１および第２冷却水流路１３Ａ、１３Ｂ内を流通して単セル６を冷却した後第１および第２冷却水排出口２６ｂ、２７ｂおよび端板９を介して排出され、冷却水排水配管４２を介して貯水タンク４０に戻される。これにより、燃料電池１０Ａの温度が８０℃に維持される。
そして、燃料電池１０Ａの温度を８０℃に維持した状態で、酸化剤供給口２０から露点６５℃の空気を利用率５０％相当の流量（６８ｌ／ｍｉｎ）で流し、２５Ａの電流で発電運転を実施した。なお、ＣＯを２０ｐｐｍ含有する改質模擬ガス（水素：７５％、ＣＯ２：残り）を燃料として燃料利用率８０％相当の流量で流した。
この時、酸化剤流路１１の酸化剤入口部の相対湿度は５３％であり、酸化剤流路１１の酸化剤出口部の相対湿度は８０％に達した。そして、セル電圧は初期で７５０ｍＶであったものが、１時間半運転を継続した時点では７３０ｍＶまで低下した。
【００５１】
この時点で、制御装置４７が、ファン４５を５分間駆動する。これにより、第１冷却水供給配管４８内を流れる冷却水が第２熱交換器４４でファン４５による空気流と熱交換し、その温度が１０℃低下する。その結果、水温が１０℃低下した冷却水が、燃料電池１０Ａに供給され、燃料電池１０Ａの温度が低下する。この場合、酸化剤流路１１の上流側のみの温度が１０℃下がるので、酸化剤流路１１内の相対湿度プロフィールは、極端には、上流側が図１５中曲線Ｄに相当し、下流側が図１５中曲線Ｅに相当する。しかし、実際には、上流側および下流側でなだらかな温度勾配が生じ、さらに上流側後半部で一部結露した水分が温度の高い下流側に直接移動するため、図１５中曲線Ｆに相当する相対湿度プロフィールを形成する。そのため、酸化剤流路面内の相対湿度は８０％〜９０％前後に均一化される。
これにより、最初の２、３分でスタック７Ａの空気上流側の温度が下がり、乾燥していた電解質膜５が湿潤化して、セル電圧が７６０ｍＶまで向上する。第１冷却水供給配管４８を流れる冷却水の水温を元に戻すと、スタック７Ａの発熱により徐々に温度があがり、初期と同じ７４５ｍＶ近くまで回復した。この操作を１時間半毎に繰り返して運転を継続したが、１０時間運転を継続した時点でも７４０ｍＶ以上の電圧を保つことができる。
【００５２】
なお、上記実施の形態４では、酸化剤流路１１の相対湿度は、酸化剤入口部で８０％に増大し、中間地点で飽和し、下流域で一部結露が生じていた。そこで、上記実施の形態４での酸化剤流路１１の相対湿度プロファイルは、図１５中曲線Ｄに相当するようになる。
【００５３】
このように、この実施の形態５によれば、酸化剤流路１１の上流側に対応する領域を冷却する第１冷却水流路１３Ａと、酸化剤流路１１の下流側に対応する領域を冷却する第２冷却水流路１３Ｂとを設け、第１冷却水流路１３Ａに接続された第１冷却水供給配管４８に第２熱交換器４４を配設し、ファン４５を間欠起動して、第１冷却水流路１３Ａに供給される冷却水の水温を間欠的に低下させているので、スタック７Ａの酸化剤流路１１の上流側に対応する領域の温度が下がり、乾燥していた電解質膜５が湿潤状態に復帰し、長時間の運転において高電圧・高出力を維持できる燃料電池が得られる。
【００５４】
ついで、燃料電池１０Ａの運転条件について検討する。
この実施の形態５においては、第１冷却水流路１３Ａに供給される冷却水の水温を１０℃下げるものとしているが、冷却水の水温を１５℃以上下げても、フラッディングによるセル特性の急落はみられなかった。そして、冷却水の水温を２０℃下げた時に、フラッディングによるセル特性の急落がみられた。また、冷却水の水温の低下量が５℃未満であると、セル電圧の回復効果が遅かった。そこで、冷却水の水温の低下量は５℃から１５℃とすることが望ましい。
また、冷却水の水温を低下させる時間が１０分以内であれば、フラッディングを生じることはなく、上記実施の形態４に比べて、制御が極めて容易となる。
さらに、冷却水の水温を低下させる間隔は、１回の運転時間が半日程度の場合には、１時間から２時間の間が適しており、また、長時間連続運転をする場合には、数時間に１回でも効果が認められた。
【００５５】
なお、上記実施の形態５では、制御装置４７、第１冷却水供給配管４８、第２熱交換器４４およびファン４５により冷却水温調整手段を構成するものとしているが、冷却水温調整手段はこれに限定されるものではなく、燃料電池の第１冷却水流路１３Ａに供給される冷却水の水温を間欠的に調整できるものであればよい。
【００５６】
【発明の効果】
この発明は、以上説明したように、負荷および燃料流路に供給される燃料流体の流量を変えることなく、酸化剤流路に供給される酸化剤流体の流量を間欠的に減少させる酸化剤流体流量調整手段を備えているので、酸化剤流体の流量を減少させた期間において、反応分布が上流側に移動して、生成水により上流側が湿潤となり、水分分布が均一化され、高い特性を長時間保持できる燃料電池が得られる。
【００５７】
また、酸化剤流路に供給される酸化剤流体の流量を変えることなく、負荷と燃料流路に供給される燃料流体の流量とを間欠的に増大させる燃料流体流量・負荷調整手段を備えているので、負荷と塩嶺流体の流量を増大させた期間において、反応分布が上流側に移動して、生成水により上流側が湿潤となり、水分分布が均一化され、高い特性を長時間保持できる燃料電池が得られる。
【００５８】
また、酸化剤流路から排出される酸化剤流体の排ガスを間欠的に酸化剤流路に供給する酸化剤流体の排ガスリサイクル手段を備えているので、酸化剤流体の排ガスをリサイクルしている期間において、排ガスに含まれる水分が酸化剤流路の上流側に環流されて、上流側が湿潤となり、水分分布が均一化され、高い特性を長時間保持できる燃料電池が得られる。
【００５９】
また、冷却水流路に流通される冷却水の温度を間欠的に下げる冷却水温調整手段を備えているので、冷却水温を下げている期間において、反応ガス中の水分が結露し、乾燥した電解質膜に水分が補給され、高い特性を長時間保持できる燃料電池が得られる。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の実施の形態１に係る燃料電池の構成を説明する側面図である。
【図２】この発明の実施の形態１に係る燃料電池の単セルの構成を説明する断面図である。
【図３】この発明の実施の形態１に係る燃料電池の第１セパレータ板の酸化剤流路面を示す平面図である。
【図４】この発明の実施の形態１に係る燃料電池の第２セパレータ板の燃料流路面を示す平面図である。
【図５】この発明の実施の形態１に係る燃料電池の第２セパレータ板の冷却水流路面を示す平面図である。
【図６】この発明の実施の形態１に係る燃料電池のシステム図である。
【図７】この発明の実施の形態１に係る燃料電池における空気利用率およびセル電圧変化を示す図である。
【図８】この発明の実施の形態２に係る燃料電池のシステム図である。
【図９】この発明の実施の形態２に係る燃料電池における空気利用率およびセル電圧変化を示す図である。
【図１０】この発明の実施の形態３に係る燃料電池のシステム図である。
【図１１】この発明の実施の形態４に係る燃料電池のシステム図である。
【図１２】この発明の実施の形態５に係る燃料電池のシステム図である。
【図１３】この発明の実施の形態５に係る燃料電池の第１セパレータ板の酸化剤流路面を示す平面図である。
【図１４】この発明の実施の形態５に係る燃料電池の第２セパレータ板の冷却水流路面を示す平面図である。
【図１５】この発明の実施の形態５に係る燃料電池における酸化剤流路位置と相対湿度との関係を示す図である。
【符号の説明】
１、１Ａ 第１セパレータ板、２、２Ａ 第２セパレータ板、３ 酸化剤電極、４ 燃料電極、５ 電解質膜、６ 単セル、１０、１０Ａ 燃料電池、１１ 酸化剤流路、１２ 燃料流路、１３ 冷却水流路、１３Ａ 第１冷却水流路、１３Ｂ 第２冷却水流路、１５ ブロア（酸化剤流体流量調整手段）、１６ 制御装置（酸化剤流体流量調整手段）、１７ インバータ（酸化剤流体流量調整手段）、３２ インバータ（燃料流体流量・負荷調整手段）、３３ 制御装置（燃料流体流量・負荷調整手段）、３５ 排ガスリターン配管（排ガスリサイクル手段）、３６ 排ガスリサイクル用ブロア（排ガスリサイクル手段）、３７ 電磁弁（排ガスリサイクル手段）、３８ 制御装置（排ガスリサイクル手段）、４４ 第２熱交換器（冷却水温調整手段）、４５ ファン（冷却水温調整手段）、４７制御装置（冷却水温調整手段）、４８ 第１冷却水供給配管（冷却水温調整手段）。
Claims (5)
- 水分を含むことによりイオン導電性が発揮される電解質膜を燃料電極および酸化剤電極により挟持してなる単セルと、酸化剤流体を流通させる酸化剤流路が一面側に形成され、該酸化剤流路を上記酸化剤電極に向けて配設される第１セパレータ板と、燃料流体を流通させる燃料流路が一面側に形成され、該燃料流路を上記燃料電極に向けて配設される第２セパレータ板とを順次積層して構成され、冷却水流路が上記第１および第２セパレータ板の一方に形成されてなる燃料電池において、
負荷および上記燃料流路に供給される上記燃料流体の流量を変えることなく、上記酸化剤流路に供給される上記酸化剤流体の流量を間欠的に減少させる酸化剤流体流量調整手段を備えていることを特徴とする燃料電池。 - 水分を含むことによりイオン導電性が発揮される電解質膜を燃料電極および酸化剤電極により挟持してなる単セルと、酸化剤流体を流通させる酸化剤流路が一面側に形成され、該酸化剤流路を上記酸化剤電極に向けて配設される第１セパレータ板と、燃料流体を流通させる燃料流路が一面側に形成され、該燃料流路を上記燃料電極に向けて配設される第２セパレータ板とを順次積層して構成され、冷却水流路が上記第１および第２セパレータ板の一方に形成されてなる燃料電池において、
上記酸化剤流路に供給される上記酸化剤流体の流量を変えることなく、負荷と上記燃料流路に供給される上記燃料流体の流量とを間欠的に増大させる燃料流体流量・負荷調整手段を備えていることを特徴とする燃料電池。 - 水分を含むことによりイオン導電性が発揮される電解質膜を燃料電極および酸化剤電極により挟持してなる単セルと、酸化剤流体を流通させる酸化剤流路が一面側に形成され、該酸化剤流路を上記酸化剤電極に向けて配設される第１セパレータ板と、燃料流体を流通させる燃料流路が一面側に形成され、該燃料流路を上記燃料電極に向けて配設される第２セパレータ板とを順次積層して構成され、冷却水流路が上記第１および第２セパレータ板の一方に形成されてなる燃料電池において、
上記酸化剤流路から排出される上記酸化剤流体の排ガスを間欠的に上記酸化剤流路に供給する酸化剤流体の排ガスリサイクル手段を備えていることを特徴とする燃料電池。 - 水分を含むことによりイオン導電性が発揮される電解質膜を燃料電極および酸化剤電極により挟持してなる単セルと、酸化剤流体を流通させる酸化剤流路が一面側に形成され、該酸化剤流路を上記酸化剤電極に向けて配設される第１セパレータ板と、燃料流体を流通させる燃料流路が一面側に形成され、該燃料流路を上記燃料電極に向けて配設される第２セパレータ板とを順次積層して構成され、冷却水流路が上記第１および第２セパレータ板の一方に形成されてなる燃料電池において、
上記冷却水流路に流通される冷却水の温度を間欠的に下げる冷却水温調整手段を備えていることを特徴とする燃料電池。 - 上記冷却水流路は、上記酸化剤流路の上流側を冷却する第１冷却水流路と、上記酸化剤流路の下流側を冷却する第２冷却水流路とを備え、
上記冷却水温調整手段が、上記第１冷却水流路を流通される上記冷却水の水温を間欠的に下げることを特徴とする請求項４記載の燃料電池。
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| JP2009170409A (ja) * | 2007-12-18 | 2009-07-30 | Commissariat A L'energie Atomique | 温度を低下させることによる回復ステップを備える燃料電池の使用方法 |
| JP2013089347A (ja) * | 2011-10-14 | 2013-05-13 | Tokyo Gas Co Ltd | 燃料電池の出力電圧回復装置及び方法 |
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