JP2006260882A - Fuel cell system - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は燃料電池システムに関するものであり、特に電解質膜の劣化判定に関するものである。 The present invention relates to a fuel cell system, and more particularly to determination of deterioration of an electrolyte membrane.
燃料電池において固体高分子電解質膜には、水素イオン(プロトン)を透過させる機能と、アノードの燃料ガス(水素)とカソードの酸化剤ガス(空気)とを分離させる機能がある。したがって、固体高分子電解質膜が劣化し、例えば細孔が開いてしまった場合、アノードの燃料ガスがカソードに漏洩し、あるいはカソードの酸化剤ガスがアノードに漏洩する可能性があり、この場合には燃料ガスと酸化剤ガスが反応して発熱し、燃料電池を劣化させ、燃料電池の発電効率を低下させるおそれがある。 In the fuel cell, the solid polymer electrolyte membrane has a function of permeating hydrogen ions (protons) and a function of separating the anode fuel gas (hydrogen) and the cathode oxidant gas (air). Therefore, when the solid polymer electrolyte membrane deteriorates, for example, when pores are opened, the anode fuel gas may leak to the cathode, or the cathode oxidant gas may leak to the anode. The fuel gas and oxidant gas react to generate heat, which may deteriorate the fuel cell and reduce the power generation efficiency of the fuel cell.
そのため、燃料電池では固体高分子電解質膜の劣化による水素漏れあるいは酸化剤ガス漏れが生じているときには早期にこれを発見し、固体高分子電解質膜の交換などの必要な措置を施さなければならない。 Therefore, in the fuel cell, when hydrogen leakage or oxidant gas leakage occurs due to deterioration of the solid polymer electrolyte membrane, this must be detected at an early stage, and necessary measures such as replacement of the solid polymer electrolyte membrane must be taken.
そこで、従来は特許文献1に開示されているように、アノードに供給する燃料ガスの圧力をカソードに供給する酸化剤ガスの圧力よりも高く維持した状態で、活性化過電圧領域で出力電圧を測定し、出力電圧が所定の電圧値以下であった場合にガス漏れが生じていると判定していた。
しかし、上記の発明では、活性化過電圧領域以外の領域、例えば活性化過電圧領域よりも負荷が大きい場合などでは、正確に電解質膜の劣化を判定できないといった問題点がある。 However, the above-described invention has a problem that the deterioration of the electrolyte membrane cannot be accurately determined in a region other than the activation overvoltage region, for example, when the load is larger than that in the activation overvoltage region.
本発明ではこのような問題点を解決するために発明されたもので、燃料電池の発電領域、つまり燃料電池に要求される負荷の大きさに関わらず電解質膜の劣化判定を行うことを目的とする。 The present invention has been invented to solve such problems, and aims to determine the deterioration of the electrolyte membrane regardless of the power generation region of the fuel cell, that is, the load required for the fuel cell. To do.
本発明では、電解質膜に燃料ガスと酸化剤ガスを供給することより発電する燃料電池と、燃料電池に供給する燃料ガスと酸化剤ガスの有する第1の熱量相当値を算出する第1の熱量相当値算出手段と、燃料電池から排出された燃料ガスと酸化剤ガスの有する第2の熱量相当値を算出する第2の熱量相当値算出手段と、第1の熱量相当値と第2の熱量相当値に基づいて燃料電池での熱量相当値の変化量を算出する熱量相当値変化量算出手段と、燃料電池を冷却する冷却水の燃料電池での冷却水熱量変化量を算出する冷却水熱量変化量算出手段と、熱量相当値の変化量と冷却水の熱量変化量との差が所定値以上である場合に電解質膜が劣化していると判定する電解質膜劣化判定手段と、を備える。 In the present invention, a fuel cell that generates power by supplying fuel gas and oxidant gas to the electrolyte membrane, and a first heat amount that calculates a first heat amount equivalent value of the fuel gas and oxidant gas supplied to the fuel cell. Equivalent value calculating means, second heat quantity equivalent value calculating means for calculating a second heat quantity equivalent value of the fuel gas and oxidant gas discharged from the fuel cell, a first heat quantity equivalent value, and a second heat quantity. A heat amount equivalent value change amount calculating means for calculating a change amount of a heat amount equivalent value in the fuel cell based on the equivalent value, and a cooling water heat amount for calculating a cooling water heat amount change amount in the fuel cell for cooling water for cooling the fuel cell Change amount calculation means, and electrolyte membrane deterioration determination means for determining that the electrolyte membrane has deteriorated when the difference between the change amount of the heat amount equivalent value and the heat amount change amount of the cooling water is equal to or greater than a predetermined value.
本発明によると、燃料電池に供給する燃料ガスと酸化剤ガスの熱量相当値、例えばエンタルピーと、燃料電池から排出される燃料ガスと酸化剤ガスの熱量相当値、例えばエンタルピーを算出し、また冷却水の燃料電池での熱量変化量を算出する。そして燃料電池での熱量相当値に基づく変化量と冷却水の熱変化量との差が所定値よりも大きい場合には電解質膜が劣化していると判定する。これにより燃料電池システムにおいて燃料電池の発電領域に関わらず電解質膜の劣化判定を行うことができ、電解質膜が劣化した場合に素早く検出することができる。つまり、燃料電池システムに要求される負荷の大きさに関わらず、電解質膜の劣化判定を行うことができる。特に燃料電池システムに要求される負荷が大きい場合にも正確に電解質膜の劣化判定を行うことができる。 According to the present invention, the calorific value equivalent of the fuel gas and oxidant gas supplied to the fuel cell, such as enthalpy, and the calorific value equivalent of the fuel gas and oxidant gas discharged from the fuel cell, such as enthalpy, are calculated and cooled. Calculate the amount of heat change in the water fuel cell. When the difference between the change amount based on the value corresponding to the amount of heat in the fuel cell and the heat change amount of the cooling water is larger than a predetermined value, it is determined that the electrolyte membrane has deteriorated. Thereby, in the fuel cell system, it is possible to determine the deterioration of the electrolyte membrane regardless of the power generation region of the fuel cell, and it is possible to quickly detect when the electrolyte membrane is deteriorated. That is, it is possible to determine the deterioration of the electrolyte membrane regardless of the load required for the fuel cell system. Particularly when the load required for the fuel cell system is large, it is possible to accurately determine the deterioration of the electrolyte membrane.
本発明の実施形態の燃料電池システムについて図1の概略構成図を用いて説明する。 A fuel cell system according to an embodiment of the present invention will be described with reference to the schematic configuration diagram of FIG.
燃料電池システムは、燃料電池1と、後述するアノード電極32に水素供給路20を介して水素を供給する水素ボンベ2と、水素供給路20に設け水素ボンベ2から供給される水素流量を制御する流量制御弁3と、アノード電極32から排出された排出水素を再びアノード電極32に循環させる水素循環路21に設けたドレイントラップ4と、ドレイントラップ4の下流に設けた循環ポンプ5を備える。また、アノード電極32から排出された排出水素中の窒素濃度が高くなった場合に、排出水素を燃料電池システムの外部へ排出する水素排出路25にアノード電極32と燃料電池システムの外部との連通状態を切り換える切替弁12を備える。以下においてアノード電極32に供給する水素を含んだガス、つまり水素ボンベ2から供給される水素と水素循環路21によって環流する排出水素を総して燃料ガスとする。
The fuel cell system controls the
燃料電池システムを運転するとカソード電極33からアノード電極32へ電解質膜31を介して窒素が混入する。これにより燃料ガス中の窒素濃度が高くなると燃料電池1の発電効率が低くなるので、燃料ガス中の窒素濃度が高くなると水素排出路25に設けた切替弁12を開き、アノード電極32から排出された排出燃料ガスを燃料電池システムの外部へ排出する。この実施形態では燃料電池1のアノード/カソード間の差圧から換算した窒素混入量の積算値によって燃料ガス中の窒素濃度を推定し、切替弁12の開閉を制御する。なお、切替弁12の開閉制御についてはこれに限られることはない。
When the fuel cell system is operated, nitrogen is mixed from the
また、後述するカソード電極33に空気供給路22を介して空気を供給するコンプレッサ6と、カソード電極33から排出空気を燃料電池システムの外部へ排出する空気排出路23に設けたドレイントラップ7と、カソード41の圧力を制御する圧力制御弁8を備える。また、燃料電池1に冷却水を循環させる冷却水循環路24に設けられ冷却水の温度を調整するラジエータ9と、冷却水を燃料電池1とラジエータ9との間で循環させる冷却水ポンプ10とを備える。
A compressor 6 for supplying air to the
また、燃料電池1に外部から埃などの異物が混入しないように燃料電池ケース11を備える。なお、燃料電池ケース11は断熱性の高い部材を用いることが望ましい。
In addition, a fuel cell case 11 is provided so as to prevent foreign matters such as dust from entering the
燃料電池1は単位セル30を例えば100から200枚積層して構成される。ここで単位セル30の構成について図2の概略構成図を用いて説明する。
The
単位セル30は、固体高分子電解質膜(以下、電解質膜とする)31と、電解質膜31を挟持するアノード電極32とカソード電極33と、アノード電極32とカソード電極33のさらに外側に設けたアノードセパレータ34とカソードセパレータ35とから構成する。
The
アノード電極32とカソード電極33は例えば白金などの触媒を有する触媒層(図示せず)と、伝導性を有し燃料ガスまたは空気を拡散させるガス拡散層(図示せず)とから構成される。
The
アノードセパレータ34は、水素供給路20と水素循環路21と連通し燃料ガスをアノード電極32に供給する水素流路36を備え、カソードセパレータ35は、空気供給路22と空気排出路23と連通しカソード電極33に空気を供給する空気流路37を備える。また、冷却水循環路24と連通し単位セル30を冷却する冷却水が流れる冷却水流路38を備える。
The
ドレイントラップ4、7は、排出燃料ガス中、または排出空気中の水分を凝縮させる。凝縮した水の流量はドレイントラップ4、7に設けた液水流量センサ(流量センサ)F2、F4によってそれぞれ検出される。
The drain traps 4 and 7 condense moisture in the exhaust fuel gas or exhaust air. The flow rate of the condensed water is detected by liquid water flow rate sensors (flow rate sensors) F2 and F4 provided in the
水素供給路20にはアノード電極32に供給する燃料ガスの流量を検出する流量センサF1と、湿度を検出する露点センサ(湿度検出センサ)D1と、温度を検出する温度センサT1を備える。水素循環路21にはアノード電極32の下流側であり、ドレイントラップ4の上流側にアノード電極32から排出された排出燃料ガスの湿度を検出する露点センサ(湿度検出センサ)D2と、温度を検出する温度センサT2を備える。
The
空気供給路22にはカソード電極33に供給する空気の流量を検出する流量センサF3と、湿度を検出する露点センサ(湿度検出センサ)D3と、温度を検出する温度センサT3を備える。空気排出路23にはカソード電極33の下流側であり、ドレイントラップ7の上流側にカソード電極33から排出された排出空気の湿度を検出する露点センサ(湿度検出センサ)D4と、温度を検出する温度センサT4を備える。
The
冷却水供循環路24には、冷却水の循環流量を検出する流量センサF5と、冷却水流路38に供給する冷却水の温度を検出する温度センサT5を備える。また、冷却水流路38から排出された冷却水の温度を検出する温度センサT6を備える。
The cooling
燃料電池ケース11の内部には燃料電池1の雰囲気温度を検出する温度センサT7を備える。
Inside the fuel cell case 11, a temperature sensor T7 for detecting the ambient temperature of the
燃料電池1の発電状態を検出するために燃料電池1の電圧を検出する電圧センサV1と、燃料電池1の電流を検出する電流センサI1を備える。
In order to detect the power generation state of the
各センサなどの信号から後述する第1の冷却水受熱量、第2の冷却水受熱量を算出し、電解質膜31の劣化判定を行う演算装置40を備える。
A
以上の構成によって、電解質膜31の劣化によるカソード電極33への燃料ガスの混入、またはアノード電極32への空気の混入を検出することができる。
With the above configuration, it is possible to detect the mixing of fuel gas into the
次に本発明の電解質膜31の劣化判定方法について図3のフローチャートを用いて説明する。
Next, a method for determining deterioration of the
ステップS100では、アノード電極32に供給する燃料ガスが有するエンタルピーと、カソード電極33に供給する空気が有するエンタルピーの合計値である流入ガス総エンタルピー(第1の熱量相当値)を算出する(ステップS100が第1の熱量相当値算出手段を構成する)。
In step S100, an inflow gas total enthalpy (first heat quantity equivalent value) that is a total value of the enthalpy of the fuel gas supplied to the
ステップS101では、アノード電極32から排出される排出燃料ガスが有するエンタルピーと、カソード電極33から排出される排出空気が有するエンタルピーとの合計値である排出ガス総エンタルピー(第2の熱量相当値)を算出する(ステップS101が第2の熱量相当値算出手段を構成する)。
In step S101, the exhaust gas total enthalpy (second heat amount equivalent value) that is the total value of the enthalpy of the exhaust fuel gas exhausted from the
なお、流入ガス総エンタルピーと排出ガス総エンタルピーの算出方法について、詳しくは後述する。 The calculation method of the inflow gas total enthalpy and the exhaust gas total enthalpy will be described in detail later.
燃料電池システムの熱収支は、流入ガス総エンタルピーと排出ガス総エンタルピーと燃料電池1の発電電力と燃料電池1の発熱量とにより、
流入ガス総エンタルピー=排出ガス総エンタルピー+燃料電池の発電電力+燃料電池の発熱量・・・式(1)
によって表すことができる。また、燃料電池1の発熱量は、
燃料電池の発熱量=冷却水の受熱量+燃料電池の放熱量・・・式(2)
によって表すことができる。
The heat balance of the fuel cell system is determined by the total enthalpy of inflow gas, the total enthalpy of exhaust gas, the power generated by the
Inflow gas total enthalpy = exhaust gas total enthalpy + fuel cell generated power + fuel cell calorific value (1)
Can be represented by The calorific value of the
Amount of heat generated by the fuel cell = amount of heat received from the cooling water + amount of heat released from the fuel cell (2)
Can be represented by
つまり、冷却水の受熱量は式(1)、式(2)より、
冷却水の受熱量=流入総エンタルピー−排出ガス総エンタルピー−燃料電池の発電電力−燃料電池の放熱量・・・式(3)
によって表すことができる。なお、以下において式(3)で示す冷却水の受熱量を第1の冷却水受熱量(熱量相当値の変化量)とする。
In other words, the amount of heat received from the cooling water is calculated from the equations (1) and (2).
Amount of heat received from cooling water = total enthalpy of inflow-total enthalpy of exhaust gas-generated power of fuel cell-heat dissipation of fuel cell (3)
Can be represented by In the following description, the amount of heat received by the cooling water represented by the expression (3) is defined as a first amount of heat received by the cooling water (amount of change in the value corresponding to the amount of heat).
ステップS102では、燃料電池1の発電電力と、燃料電池1の放熱量を算出し、ステップS100で算出した流入ガス総エンタルピーとステップS101で算出した排出ガス総エンタルピーとから式(3)により第1の冷却水受熱量を算出する(ステップS102が熱量相当値変化量算出手段を構成する)。燃料電池の発電電力は電圧センサV1によって検出する電圧と、電流センサI1によって検出する電流との積から算出する。また燃料電池1の放熱量は予め実験などによって設定され、温度センサT7、燃料電池1の発電電力を基にマップなどから算出する。
In step S102, the generated power of the
ステップS103では、冷却水流路38を流れる冷却水の燃料電池1における温度変化に基づく冷却水の受熱量を、
冷却水の受熱量=冷却水流量×冷却水比重×冷却水比熱×(冷却水排出温度−冷却水供給温度)・・・式(4)
によって算出する。なお、以下において式(4)で示す冷却水の受熱量を第2の冷却水受熱量(冷却水熱量変化量)とする。
In step S103, the amount of heat received by the cooling water based on the temperature change in the
Cooling water heat receiving amount = cooling water flow rate × cooling water specific gravity × cooling water specific heat × (cooling water discharge temperature−cooling water supply temperature) (4)
Calculated by In the following, the amount of heat received by the cooling water represented by the equation (4) is defined as the second amount of heat received by the cooling water (the amount of change in the amount of cooling water).
ステップS103では、流量センサF5によって冷却水流量を検出し、温度センサT5によって冷却水流路38の上流の温度、つまり冷却水供給温度を検出し、温度センサT6によって冷却水流路38の下流の温度、つまり冷却水排出温度を検出する。そして、予め設定する冷却水比重と、冷却水比熱とから式(4)によって第2の冷却水受熱量を算出する(ステップS103が冷却水熱量変化量算出手段を構成する)。
In step S103, the flow rate of the cooling water is detected by the flow rate sensor F5, the temperature upstream of the cooling
電解質膜31が劣化していない燃料電池システムにおいて通常の運転を行っている場合には第1の冷却水受熱量と第2の冷却水受熱量の値は略同一となる。しかし、電解質膜31が劣化して電解質膜31に細孔が開き、アノード電極32に空気が混入、またはカソード電極33に水素が混入すると、アノード電極32またはカソード電極33の触媒層上で水素と酸素が反応し、その反応熱によって第2の冷却水受熱量が大きくなる。そのため第2の冷却水受熱量が第1の冷却水受熱量よりも大きくなる。
When a normal operation is performed in the fuel cell system in which the
ステップS104では、ステップS103によって算出した第2の冷却水受熱量とステップS102によって算出した第1の冷却水受熱量との差を算出し、その差が所定値よりも大きいかどうか判定する。所定値は予め実験などによって設定された値であり、電解質膜31が劣化した場合に生じる第2の冷却水受熱量と第1の冷却水受熱量との熱量の差であり、燃料電池システムに要求される負荷に応じてマップなどにより算出する。
In step S104, a difference between the second cooling water heat reception amount calculated in step S103 and the first cooling water heat reception amount calculated in step S102 is calculated, and it is determined whether the difference is larger than a predetermined value. The predetermined value is a value set in advance by experiments or the like, and is a difference in heat amount between the second cooling water heat reception amount and the first cooling water heat reception amount that occurs when the
なお、ステップS104において、電解質膜31が劣化していると判定された場合には、警告灯(図示せず)などによって運転者などに告知する。そして、第2の冷却水受熱量と第1の受熱量との差が所定値よりも大きい場合にはステップS105へ進む。第2の冷却水受熱量と第1の受熱量との差が所定値よりも小さい場合には電解質膜31が劣化していないと判定し、通常の燃料電池システムの運転を継続する(ステップS104が電解質膜劣化判定手段を構成する)。
In step S104, if it is determined that the
ステップS105では、電解質膜31が劣化し、アノード電極32に空気が、またはカソード電極33に水素が混入していると判定し、循環ポンプ5や圧力調整弁8によってアノード電極32とカソード電極3との圧力を略同一として、電解質膜31の劣化によるアノード電極32への空気の混入、またはカソード電極33への水素の混入を抑制する。これによって電解質膜31の更なる劣化を抑制し、例えば自動車に搭載した燃料電池システムでは、自動車が走行不能となることを防止することができる。
In step S105, it is determined that the
ここで、電解質膜31に劣化が生じた場合の冷却水の受熱量の変化の一例を図4に示す。燃料電池1を長時間運転すると劣化が生じる可能性があるが、その場合燃料電池システムの運転中に第2の冷却水受熱量と第1の冷却水受熱量との差が大きくなる。
Here, FIG. 4 shows an example of a change in the amount of heat received by the cooling water when the
この実施形態では燃料電池1での冷却水の温度変化に基づく第2の冷却水受熱量と燃料電池1におけるエンタルピーの変化に基づく第1の冷却水受熱量との差が所定値よりも大きくなった場合(図4中a点)において電解質膜31の劣化を検出することができる。
In this embodiment, the difference between the second cooling water heat receiving amount based on the temperature change of the cooling water in the
以上のように、燃料電池システムの運転中に電解質膜31の劣化判定を燃料電池1の負荷の大きさに関わらず行うことができる。
As described above, the deterioration determination of the
次に流入ガス総エンタルピーと排出ガス総エンタルピーについて説明する。 Next, inflow gas total enthalpy and exhaust gas total enthalpy will be described.
或る物質の持つエンタルピーは、例えば物質の温度がT1からT2へと変化した場合には、エンタルピーHは式(5)により算出することができる。 For example, when the temperature of a substance changes from T1 to T2, the enthalpy H can be calculated by the equation (5).
ここでNは物質のモル数、Cpは定圧モル熱容量とし、Cpを、
Cp=a+bT+cT2・・・式(6)
とする。a、b、cは物質の種類により決まる定数である。
Where N is the number of moles of the substance, Cp is the constant pressure molar heat capacity, and Cp is
Cp = a + bT + cT 2 Formula (6)
And a, b, and c are constants determined by the type of substance.
この実施形態では、アノード電極32に供給される燃料ガスの構成成分を水素、窒素、水蒸気とし、カソード電極33に供給される空気の構成成分を窒素、酸素、水蒸気とする。またアノード電極32から排出される排出燃料ガスの構成成分を水素、窒素、水蒸気、水とし、カソード電極33から排出される排出空気の構成成分を窒素、酸素、水蒸気、水とする。なお、この構成成分以外の成分も考慮することが望ましい。
In this embodiment, the components of the fuel gas supplied to the
アノード電極32に供給される燃料ガス中の水素のモル数は、燃料電池システムに要求される負荷に応じて水素ボンベ2から供給される水素のモル数と、水素循環路21を循環する排出燃料ガス中の水素のモル数との合計値であり、燃料電池システムに要求される負荷に応じて算出する。なお、水素濃度センサを用いてアノード電極32に供給される燃料ガス中の水素濃度を検出し、流量センサF1によって検出する燃料ガスの流量と水素濃度とから算出しても良い。
The number of moles of hydrogen in the fuel gas supplied to the
アノード電極32に供給される燃料ガス中の窒素のモル数は、燃料電池1のアノード/カソード間の差圧から換算した窒素混入量の積算値に基づいて算出する。
The number of moles of nitrogen in the fuel gas supplied to the
アノード電極32に供給される燃料ガス中の水蒸気のモル数は、流量センサF1によって検出される燃料ガスの流量と、露点センサD1によって検出される燃料ガスの湿度から算出する。
The number of moles of water vapor in the fuel gas supplied to the
カソード電極33に供給される空気中の窒素、酸素のモル数は、空気の組成率と流量センサF3によって検出される空気流量に基づいて算出する。
The number of moles of nitrogen and oxygen in the air supplied to the
カソード電極33に供給される空気中の水蒸気のモル数は、流量センサF3によって検出される空気流量と、露点センサD3によって検出される空気の湿度から算出する。
The number of moles of water vapor in the air supplied to the
また、アノード電極32から排出される排出燃料ガス中の水素のモル数は、アノード電極32に供給される燃料ガス中の水素のモル数から燃料電池1の発電で使用される水素のモル数を引いて算出する。
The number of moles of hydrogen in the exhaust gas discharged from the
アノード電極32から排出される排出燃料ガス中の窒素のモル数は、燃料電池1のアノード/カソード間の差圧から換算した窒素混入量の積算値と切替弁12の開閉制御とに基づいて算出する。
The number of moles of nitrogen in the fuel gas discharged from the
アノード電極32から排出される排出燃料ガス中の水蒸気のモル数は、露点センサD2によって検出される排出燃料ガス中の温度と循環ポンプ5の流量から算出し、排出燃料ガス中の水のモル数は、ドレイントラップ4に設けた液水流量センサF2に基づいて算出する。
The number of moles of water vapor in the discharged fuel gas discharged from the
また、カソード電極33から排出される排出空気中の窒素のモル数は、カソード電極33に供給される空気中の窒素のモル数として設定する。
The number of moles of nitrogen in the exhaust air discharged from the
カソード電極33から排出される排出空気中の酸素のモル数は、カソード電極33に供給される酸素のモル数から燃料電池1の発電に使用された酸素のモル数を引いて算出する。
The number of moles of oxygen in the exhaust air discharged from the
カソード電極33から排出される排出空気中の水蒸気のモル数は、露点センサD4によって検出される排出空気中の湿度と流量センサF3の流量に基づいて算出し、排出空気中の水のモル数は、ドレイントラップ7に設けた液水流量センサF4に基づいて算出する。
The number of moles of water vapor in the exhaust air discharged from the
なお、アノード電極32に供給する燃料ガス、アノード電極32から排出される排出燃料ガス、カソード電極33に供給する空気、カソード電極33から排出される排出空気の各構成成分のモル数の算出は上記方法に限られることはなく、各構成成分のモル数を算出できればよい。
The calculation of the number of moles of each component of the fuel gas supplied to the
以上によって算出したアノード電極32に供給される燃料ガス、アノード電極32から排出される排出燃料ガス、またはカソード電極33に供給される空気、カソード電極33から排出される排出空気の各構成成分のモル数と、式(5)、式(6)とから各構成成分のエンタルピーを算出する。
The moles of each component of the fuel gas supplied to the
例えば、アノード電極32に供給される燃料ガス中の水素のエンタルピーは、次に示す式(7)によって算出する。
For example, the enthalpy of hydrogen in the fuel gas supplied to the
なお、NH2_inは算出するアノード電極32に供給する燃料ガス中の水素のモル数であり、T0は基準とする温度であり、ここでは298.15Kとする。また、T1は温度センサT1により検出する燃料ガスの温度である。
Note that N H2 — in is the calculated number of moles of hydrogen in the fuel gas supplied to the
また、アノード電極32から排出される排出水素中の水素のエンタルピーは、次に示す式(8)によって算出する。
Further, the enthalpy of hydrogen in the discharged hydrogen discharged from the
なお、NH2_outは算出するアノード電極32から排出される排出水素中の水素のモル数であり、T3は温度センサT3により検出する排出水素の温度である。
N H2 — out is the calculated number of moles of hydrogen in the discharged hydrogen discharged from the
この実施形態では各構成成分のエンタルピーを式(7)、式(8)と同様に算出し、アノード極32に供給される燃料ガスのエンタルピーとカソード極33に供給される空気のエンタルピーの合計値を流入ガス総エンタルピーとして算出する。またアノード極32から排出される燃料ガスのエンタルピーとカソード極33から排出される空気のエンタルピーの合計値を排出ガス総エンタルピーとして算出する。
In this embodiment, the enthalpy of each constituent component is calculated in the same manner as in equations (7) and (8), and the total value of the enthalpy of fuel gas supplied to the
なお、この実施形態において所定時間毎にアノード電極32の圧力、またはカソード電極33の圧力を変化させ、電解質膜31の劣化判定を行う場合にアノード電極32とカソード電極33との圧力差を所定圧力差よりも大きくしても良い。これにより、電解質膜31が劣化した場合に、アノード電極32に空気を、またはカソード電極33に水素を一時的に多く混入させ、例えば電解質膜31に開いた細孔が小さい場合にも、比較的早い段階で電解質膜31の劣化判定を行うことができる。所定圧力差は予め実験などにより設定した圧力差である。なお、アノード電極32の圧力よりもカソード電極33の圧力を高くすることが望ましい。これにより、電解質膜31が劣化した場合にカソード電極33からアノード電極32に空気が混入し、混入した空気は水素循環路21を通りアノード電極32を循環する。そのため電解質膜31に開いた細孔の位置にかかわらず、電解質膜31の劣化判定を行うことができる。
In this embodiment, when the deterioration of the
本発明の第1実施形態の効果について説明する。 The effect of 1st Embodiment of this invention is demonstrated.
この実施形態では、燃料電池1に供給する燃料ガスと空気のエンタルピーの合計値である流入ガス総エンタルピーと、燃料電池1から排出される排出燃料ガスと排出空気のエンタルピーの合計値である排出ガス総エンタルピーとに基づいて第1の冷却水受熱量を算出し、燃料電池1を冷却する冷却水の温度変化に基づいて出する第2の冷却水受熱量を算出する。そして、第2の冷却水受熱量と第1の冷却水受熱量との差が所定値よりも大きい場合に電解質膜31が劣化していると判定する。これにより、燃料電池システムの広い運転領域で電解質膜31の劣化判定を行うことができる。つまり燃料電池システムに要求される負荷の大きさに関わらず、電解質膜31の劣化判定を行うことができ、電解質膜31に劣化が生じた場合に素早く発見することができる。特に燃料電池システムに要求される負荷が大きい場合には、燃料電池1に供給される燃料ガスと空気の流量が多くなるので、電解質膜31の劣化を検出することができる。
In this embodiment, the total enthalpy of inflow gas, which is the total value of the enthalpy of fuel gas and air supplied to the
電解質膜31が劣化していると判定すると、アノード電極32とカソード電極33の圧力を略同一、つまりアノード電極32とカソード電極33との圧力差を略ゼロとするので、アノード電極32への空気の混入、またはカソード電極33への水素の混入を抑制し、電解質膜31の劣化の進行を抑制することができ、例えば燃料電池システムの急激な出力の低下、または運転停止を防止することができる。
If it is determined that the
本発明は上記した実施形態に限定されるものではなく、その技術的思想の範囲内でなしうるさまざまな変更、改良が含まれることは言うまでもない。 It goes without saying that the present invention is not limited to the above-described embodiments, and includes various modifications and improvements that can be made within the scope of the technical idea.
自動車に搭載する燃料電池システムに利用することができる。 It can be used for a fuel cell system mounted on an automobile.
1 燃料電池
2 水素ボンベ
4、7 ドレインポンプ
5 循環ポンプ
6 コンプレッサ
8 圧力制御弁
9 ラジエータ
30 単位セル
31 電解質膜
32 アノード電極
33 カソード電極
40 演算装置
F1、F3、F5 流量センサ
F2、F4 液水流量センサ(流量センサ)
D1、D2、D3、D4 露点センサ
T1、T2、T3、T4、T5、T6、T7 温度センサ
I1 電流センサ
V1 電圧センサ
DESCRIPTION OF
D1, D2, D3, D4 Dew point sensor T1, T2, T3, T4, T5, T6, T7 Temperature sensor I1 Current sensor V1 Voltage sensor
Claims (6)
前記燃料電池に供給する前記燃料ガスと前記酸化剤ガスの有する第1の熱量相当値を算出する第1の熱量相当値算出手段と、
前記燃料電池から排出された前記燃料ガスと前記酸化剤ガスの有する第2の熱量相当値を算出する第2の熱量相当値算出手段と、
前記第1の熱量相当値と前記第2の熱量相当値に基づいて前記燃料電池での熱量相当値の変化量を算出する熱量相当値変化量算出手段と、
前記燃料電池を冷却する冷却水の前記燃料電池での冷却水熱量変化量を算出する冷却水熱量変化量算出手段と、
前記熱量相当値の変化量と前記冷却水の前記熱量変化量との差が所定値以上である場合に前記電解質膜が劣化していると判定する電解質膜劣化判定手段と、を備えた燃料電池システム。 A fuel cell that generates electricity by supplying fuel gas and oxidant gas to the electrolyte membrane;
First heat amount equivalent value calculating means for calculating a first heat amount equivalent value of the fuel gas and the oxidant gas supplied to the fuel cell;
A second heat amount equivalent value calculating means for calculating a second heat amount equivalent value of the fuel gas discharged from the fuel cell and the oxidant gas;
A heat amount equivalent value change amount calculating means for calculating a change amount of the heat amount equivalent value in the fuel cell based on the first heat amount equivalent value and the second heat amount equivalent value;
A cooling water heat amount change calculating means for calculating a cooling water heat amount change amount in the fuel cell for cooling the fuel cell;
A fuel cell comprising: an electrolyte membrane deterioration determining unit that determines that the electrolyte membrane has deteriorated when a difference between the amount of change in the heat amount equivalent value and the amount of heat change in the cooling water is equal to or greater than a predetermined value; system.
前記燃料電池に供給する前記燃料ガスの流量を検出する流量センサと、
前記燃料電池に供給する前記燃料ガスの湿度を検出する湿度検出センサと、
前記燃料電池に供給する前記燃料ガスの温度を検出する温度センサと、
前記燃料電池に供給する前記酸化剤ガスの流量を検出する流量センサと、
前記燃料電池に供給する前記酸化剤ガスの湿度を検出する湿度検出センサと、
前記燃料電池に供給する前記酸化剤ガスの温度を検出する温度センサと、を備え、
第1の熱量相当値は、前記燃料電池に供給する前記燃料ガスの前記流量と前記湿度と前記温度と、前記燃料電池に供給する前記酸化剤ガスの前記流量と前記湿度と前記温度に基づいて算出し、
前記第2の熱量相当値算出手段は、
前記燃料電池から排出する前記燃料ガス中の水流量を検出するガス流量センサと、
前記燃料電池から排出する前記燃料ガスの湿度を検出する湿度検出センサと、
前記燃料電池から排出する前記燃料ガスの温度を検出する温度センサと、
前記燃料電池から排出する前記酸化剤ガス中の水流量を検出する流量センサと、
前記燃料電池から排出する前記酸化剤ガスの湿度を検出する湿度検出センサと、
前記燃料電池から排出する前記酸化剤ガスの温度を検出する温度センサと、を備え、
前記第2の熱量相当値は、前記燃料電池から排出する前記燃料ガスの前記水流量と前記湿度と前記温度と、前記燃料電池から排出する前記酸化剤ガスの前記水流量と前記湿度と前記温度に基づいて算出することを特徴とする請求項1に記載の燃料電池システム。 The first heat amount equivalent value calculating means includes:
A flow rate sensor for detecting a flow rate of the fuel gas supplied to the fuel cell;
A humidity detection sensor for detecting the humidity of the fuel gas supplied to the fuel cell;
A temperature sensor for detecting a temperature of the fuel gas supplied to the fuel cell;
A flow rate sensor for detecting a flow rate of the oxidant gas supplied to the fuel cell;
A humidity detection sensor for detecting the humidity of the oxidant gas supplied to the fuel cell;
A temperature sensor for detecting the temperature of the oxidant gas supplied to the fuel cell,
The first heat amount equivalent value is based on the flow rate, the humidity, and the temperature of the fuel gas supplied to the fuel cell, and the flow rate, the humidity, and the temperature of the oxidant gas supplied to the fuel cell. Calculate
The second heat amount equivalent value calculating means includes:
A gas flow rate sensor for detecting a water flow rate in the fuel gas discharged from the fuel cell;
A humidity detection sensor for detecting the humidity of the fuel gas discharged from the fuel cell;
A temperature sensor for detecting the temperature of the fuel gas discharged from the fuel cell;
A flow rate sensor for detecting a water flow rate in the oxidant gas discharged from the fuel cell;
A humidity detection sensor for detecting the humidity of the oxidant gas discharged from the fuel cell;
A temperature sensor for detecting the temperature of the oxidant gas discharged from the fuel cell,
The second heat amount equivalent value includes the water flow rate, the humidity, and the temperature of the fuel gas discharged from the fuel cell, and the water flow rate, the humidity, and the temperature of the oxidant gas discharged from the fuel cell. The fuel cell system according to claim 1, wherein the fuel cell system is calculated based on
前記燃料電池の発電電力を算出する発電電力算出手段と、
前記燃料電池の放熱量を算出する放熱量算出手段と、を備え、
前記熱量相当値変化量算出手段は、前記第1の熱量相当値と前記第2の熱量相当値と前記発電電力と前記放熱量に基づいて前記熱量相当値の変化量を算出することを特徴とする請求項1または2に記載の燃料電池システム。 The calorific value equivalent value change amount calculating means includes:
Generated power calculating means for calculating generated power of the fuel cell;
A heat dissipation amount calculating means for calculating a heat dissipation amount of the fuel cell,
The heat amount equivalent value change amount calculating means calculates a change amount of the heat amount equivalent value based on the first heat amount equivalent value, the second heat amount equivalent value, the generated power, and the heat dissipation amount. The fuel cell system according to claim 1 or 2.
前記圧力差制御手段は、前記電解質膜劣化判定手段によって前記電解質膜の劣化判定を行う場合に、前記圧力差を所定圧力差よりも大きくすることを特徴とする請求項1から3のいずれか一つに記載の燃料電池システム。 Pressure difference control means for controlling the pressure difference between the anode of the fuel cell and the cathode of the fuel cell;
The pressure difference control means makes the pressure difference larger than a predetermined pressure difference when the deterioration judgment of the electrolyte membrane is performed by the electrolyte membrane deterioration judgment means. The fuel cell system described in 1.
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Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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JP2005074821A JP2006260882A (en) | 2005-03-16 | 2005-03-16 | Fuel cell system |
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Cited By (3)
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KR101000370B1 (en) | 2008-11-25 | 2010-12-13 | 현대자동차주식회사 | Device and method for activation of fuel cell |
KR101158090B1 (en) * | 2009-12-15 | 2012-06-22 | 주식회사 효성 | Apparatus for testing water trap |
WO2013160521A1 (en) * | 2012-04-24 | 2013-10-31 | Convion Oy | Method and arrangement for determining enthalpy balance of a fuel cell system |
-
2005
- 2005-03-16 JP JP2005074821A patent/JP2006260882A/en active Pending
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