JP2007179973A - Polymer electrolyte fuel cell - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、ポータブル電源、電気自動車用電源、コージェネシステム等に使用する燃料電池、特に高分子電解質膜を用いた燃料電池に関する。 The present invention relates to a fuel cell used for a portable power source, a power source for an electric vehicle, a cogeneration system, and the like, and more particularly to a fuel cell using a polymer electrolyte membrane.
典型的な燃料電池として高分子電解質型燃料電池がある。この高分子電解質型燃料電池では、高分子電解質膜を挟んでアノードとカソードとが形成されており、アノード及びカソードにそれぞれ、水素を含有する燃料ガスと空気など酸素を含有する酸化剤ガス(以下、燃料ガスと酸化剤ガスとを反応ガスと総称する場合がある)とが供給される。そして、アノードにおいて、電極反応により燃料ガス中の水素原子から電子が解放されて水素イオンが生成されるとともにこの電子が外部回路(負荷)を通じてカソードに到達する。一方、水素イオンは高分子電解質膜を通過してカソードに到達する。そして、カソードにおいて、水素イオンと電子と酸化剤ガス中の酸素とが結合して水が生成される。そして、この反応の際に、電力と熱とが同時に発生する。 A typical fuel cell is a polymer electrolyte fuel cell. In this polymer electrolyte fuel cell, an anode and a cathode are formed with a polymer electrolyte membrane interposed therebetween, and a fuel gas containing hydrogen and an oxidant gas containing oxygen such as air (hereinafter referred to as air) are respectively formed on the anode and the cathode. The fuel gas and the oxidant gas may be collectively referred to as the reaction gas). Then, at the anode, electrons are released from hydrogen atoms in the fuel gas by an electrode reaction to generate hydrogen ions, and these electrons reach the cathode through an external circuit (load). On the other hand, hydrogen ions pass through the polymer electrolyte membrane and reach the cathode. Then, at the cathode, hydrogen ions, electrons, and oxygen in the oxidant gas are combined to generate water. In this reaction, electric power and heat are generated simultaneously.
ところで、高分子電解質膜には、パーフルオロカーボンスルホン酸系の材料が使われている。この高分子電解質膜は水分を含んだ状態でイオン伝導性を発現するため、通常、反応ガスは加湿して燃料電池に供給される。 By the way, perfluorocarbon sulfonic acid-based materials are used for the polymer electrolyte membrane. Since this polymer electrolyte membrane exhibits ionic conductivity in a state containing moisture, the reaction gas is usually humidified and supplied to the fuel cell.
しかしながら、カソードでは水が生成されるため、反応ガスを過剰に加湿するとフラッディングが発生する恐れがある。一方、電池の高性能化のためには高分子電解質膜のイオン伝導度を向上させる必要があり、そのためには反応ガスを100%の相対湿度を有するように加湿して供給することが好ましい。また、燃料電池の動作温度以下の露点を有する反応ガスを供給すると、パーフルオロカーボンスルホン酸系の電解質が分解してフッ化物イオンが高分子電解質膜から溶出し、それにより、高分子電解質膜が劣化することが判明した。 However, since water is produced at the cathode, flooding may occur if the reaction gas is excessively humidified. On the other hand, in order to improve the performance of the battery, it is necessary to improve the ionic conductivity of the polymer electrolyte membrane. For this purpose, it is preferable to supply the reaction gas with humidification so as to have a relative humidity of 100%. When a reaction gas having a dew point below the operating temperature of the fuel cell is supplied, the perfluorocarbon sulfonic acid electrolyte is decomposed and fluoride ions are eluted from the polymer electrolyte membrane, thereby degrading the polymer electrolyte membrane. Turned out to be.
そこで、高分子電解質膜の劣化を抑制して燃料電池の寿命を向上させるために、フラッディングを防止しつつ、電池温度と同じ温度の露点を有する反応ガスを燃料電池に供給して運転する(いわゆるフル加湿運転)ことが試みられてきた(例えば、非特許文献1参照)。 Therefore, in order to suppress deterioration of the polymer electrolyte membrane and improve the life of the fuel cell, operation is performed by supplying a reaction gas having a dew point at the same temperature as the cell temperature while preventing flooding (so-called “so-called”). Full humidification operation) has been attempted (see, for example, Non-Patent Document 1).
また、各単電池毎に異なるガス流路構造及び/又は電極構造を備え、加湿量等の等しい反応ガスを各単電池に分配することにより、高分子電界質膜の劣化の防止とフラッディングデッの防止とを図った燃料電池システムが知られている(例えば、特許文献1参照)。
しかしながら、非特許文献1の技術では、高分子電解質膜の劣化を十分抑制するには至っておらず、燃料電池の寿命を十分向上させることができなかった。また、劣化を抑制するために加湿を強めるとフラッディングが発生し、燃料電池の運転そのものが不可能になるという問題があった。
However, the technology of Non-Patent
また、特許文献1の燃料電池システムでは、単電池毎に異なるガス流路構造及び/又は電極構造を備える必要があり、構造が複雑になってしまう。
Moreover, in the fuel cell system of
本発明はこのような課題を解決するためになされたもので、簡潔な構成に基づいて高分子電解質型燃料電池の高分子電解質膜の劣化を十分抑制しつつ、フラッディングを確実に防止することが可能な高分子電解質型燃料電池を提供することを目的としている。 The present invention has been made to solve such problems, and it is possible to reliably prevent flooding while sufficiently suppressing deterioration of a polymer electrolyte membrane of a polymer electrolyte fuel cell based on a simple configuration. An object of the present invention is to provide a possible polymer electrolyte fuel cell.
上記課題を解決するために、本発明の高分子電解質型燃料電池は、高分子電解質膜と、前記高分子電解質膜の一方の面に配置された電極であるアノードと、前記高分子電解質膜のもう一方の面に配置された電極であるアノードと、前記アノードに燃料ガスを供給排出する燃料ガス流路を有するアノード側セパレータと、前記カソードに酸化剤ガスを供給排出する酸化剤ガス流路を有するカソード側セパレータと、からなる単位構成要素を積層して構成され、前記燃料ガス流路または前記酸化剤ガス流路の少なくとも一部で結露水が発生する条件で動作される高分子電解質型燃料電池であって、燃料利用率が60%以上、酸化剤利用率が40%以上かつ80%以下、電流密度が0.15A/cm2〜0.3A/cm2の範囲で運転している場合に、燃料ガス流路の出口におけるガス流速Vaが、1.8m/s以上かつ4.1m/s以下となり、酸化剤ガス流路の出口におけるガス流速Vcが、2.8m/s以上かつ7.7m/s以下となる。 In order to solve the above problems, a polymer electrolyte fuel cell of the present invention includes a polymer electrolyte membrane, an anode that is an electrode disposed on one surface of the polymer electrolyte membrane, and a polymer electrolyte membrane. An anode as an electrode disposed on the other surface; an anode separator having a fuel gas flow path for supplying and discharging fuel gas to the anode; and an oxidant gas flow path for supplying and discharging oxidant gas to the cathode. A polymer electrolyte fuel that is configured by laminating unit components composed of a cathode separator, and is operated under a condition in which condensed water is generated in at least a part of the fuel gas channel or the oxidant gas channel a battery, fuel utilization of 60% or more, 40% or more and 80% or less oxidizing agent utilization, the field current density is operating at a range of 0.15A / cm 2 ~0.3A / cm 2 Further, the gas flow velocity Va at the outlet of the fuel gas flow path is 1.8 m / s or more and 4.1 m / s or less, and the gas flow velocity Vc at the outlet of the oxidant gas flow path is 2.8 m / s or more and 7 or less. 0.7 m / s or less.
かかる構成では、ガス流路の水分や温度が結露水が発生する条件であるため、高分子電解質型燃料電池の高分子電解質膜に十分な水分を供給でき、該膜の劣化を十分抑制できる。一方、流速が適正範囲にあるため、燃料ガス流路あるいは酸化剤ガス流路に結露水に由来する水滴が発生してもフラッディングが発生することがない。よって、簡潔な構成に基づいて高分子電解質膜の劣化を十分抑制しつつ、フラッディングを確実に防止することができる。 In such a configuration, since the moisture and temperature of the gas flow path are conditions under which dew condensation water is generated, sufficient moisture can be supplied to the polymer electrolyte membrane of the polymer electrolyte fuel cell, and deterioration of the membrane can be sufficiently suppressed. On the other hand, since the flow velocity is in an appropriate range, flooding does not occur even if water droplets derived from condensed water are generated in the fuel gas channel or the oxidant gas channel. Therefore, flooding can be reliably prevented while sufficiently suppressing deterioration of the polymer electrolyte membrane based on a simple configuration.
また、本発明の高分子電解質型燃料電池発電システムは、上記の高分子電解質型燃料電池と、前記高分子電解質型燃料電池に燃料ガスを供給する燃料ガス供給装置と、前記高分子電解質型燃料電池に酸化剤ガスを供給する酸化剤ガス供給装置と、制御装置と、を備え、前記制御装置は、前記燃料ガス流路または前記酸化剤ガス流路の少なくとも一方で結露水が発生する条件で、燃料利用率が60%以上、酸化剤利用率が40%以上かつ80%以下、電流密度が0.15A/cm2〜0.3A/cm2の範囲に入るように運転している場合に、燃料ガス流路の出口におけるガス流速Vaが、1.8m/s以上かつ4.1m/s以下の範囲に入るように前記燃料ガス供給装置を制御し、酸化剤ガス流路の出口におけるガス流速Vcが、2.8m/s以上かつ7.7m/s以下の範囲に入るように前記酸化剤ガス供給装置を制御する。 The polymer electrolyte fuel cell power generation system of the present invention includes the polymer electrolyte fuel cell, a fuel gas supply device that supplies fuel gas to the polymer electrolyte fuel cell, and the polymer electrolyte fuel. An oxidant gas supply device that supplies an oxidant gas to the battery, and a control device, wherein the control device is configured to generate condensed water in at least one of the fuel gas channel and the oxidant gas channel. , When operating so that the fuel utilization rate is 60% or more, the oxidant utilization rate is 40% or more and 80% or less, and the current density is in the range of 0.15 A / cm 2 to 0.3 A / cm 2. The fuel gas supply device is controlled so that the gas flow velocity Va at the outlet of the fuel gas flow path is in the range of 1.8 m / s to 4.1 m / s, and the gas at the outlet of the oxidant gas flow path Flow velocity Vc is 2.8m Controlling said oxidant gas supply device so as to fall within the following ranges above and 7.7 m / s s.
かかる構成では、流速が能動的に適正範囲へと制御されるため、フラッディングをより確実に防止することができる。 In such a configuration, since the flow velocity is actively controlled to an appropriate range, flooding can be more reliably prevented.
また、上記高分子電解質型燃料電池において、結露水が発生する熱力学的条件が前記燃料ガス流路の全体で満たされるように動作し、前記燃料ガス流路の出口におけるガス流速Vaは、アノード側セパレータの出口マニホールドに連通する燃料ガス流路の下流側が発電領域の周縁部と交差する部位のガス流路断面積の総和をSa、燃料利用率から算出されたアノード出口のドライベースの未使用燃料ガス流量とアノード出口温度における飽和水蒸気量との合計ガス流量をQaとし、式Va=Qa/Saにより求められてもよい。 In the polymer electrolyte fuel cell, the thermodynamic condition for generating dewed water is operated so as to satisfy the entire fuel gas flow path, and the gas flow rate Va at the outlet of the fuel gas flow path is Sa is the sum of the gas channel cross-sectional areas of the part where the downstream side of the fuel gas channel communicating with the outlet manifold of the side separator intersects the peripheral edge of the power generation region, and the anode outlet dry base calculated from the fuel utilization rate is unused The total gas flow rate of the fuel gas flow rate and the saturated water vapor amount at the anode outlet temperature may be Qa, and may be obtained by the formula Va = Qa / Sa.
あるいは、上記高分子電解質型燃料電池において、結露水が発生する熱力学的条件が前記酸化剤ガス流路の全体で満たされるように動作し、前記酸化剤ガス流路の出口におけるガス流速Vcは、カソード側セパレータの出口マニホールドに連通する酸化剤ガス流路の下流側が発電領域の周縁部と交差する部位のガス流路断面積の総和をSc、酸化剤利用率から算出されたカソード出口のドライベースの未使用酸化剤ガス流量とカソード出口温度における飽和水蒸気量との合計ガス流量をQcとし、式Vc=Qc/Scにより求められてもよい。 Alternatively, in the polymer electrolyte fuel cell, the thermodynamic condition in which condensed water is generated operates so as to satisfy the entire oxidant gas flow path, and the gas flow velocity Vc at the outlet of the oxidant gas flow path is , Sc is the sum of the gas channel cross-sectional areas of the part where the downstream side of the oxidant gas channel communicating with the outlet manifold of the cathode separator intersects the peripheral edge of the power generation region, and the cathode outlet dryness calculated from the oxidant utilization rate The total gas flow rate of the base unused oxidant gas flow rate and the saturated water vapor amount at the cathode outlet temperature may be defined as Qc, and may be obtained by the formula Vc = Qc / Sc.
かかる構成では、結露水が発生するような条件が電極全面で達成されている場合でも、出口温度に基づいて水蒸気量を求めることができる。 In such a configuration, the amount of water vapor can be determined on the basis of the outlet temperature even when the conditions under which condensed water is generated are achieved on the entire surface of the electrode.
また、上記高分子電解質型燃料電池において、結露水が発生する熱力学的条件が前記燃料ガス流路の少なくとも一部で満たされるように動作し、前記燃料ガス流路の出口におけるガス流速Vaは、アノード側セパレータの出口マニホールドに連通する燃料ガス流路の下流側が発電領域の周縁部と交差する部位のガス流路断面積の総和をSa、燃料利用率から算出されたアノード出口のドライベースの未使用燃料ガス流量とアノードに供給した全水分量を水蒸気として算出した場合のガス流量との合計ガス流量をQaとし、式Va=Qa/Saにより求められてもよい。 In the polymer electrolyte fuel cell, the thermodynamic condition for generating dew condensation water is operated so that at least a part of the fuel gas flow path is satisfied, and the gas flow rate Va at the outlet of the fuel gas flow path is , Sa is the sum of the gas flow path cross-sectional areas of the portion where the downstream side of the fuel gas flow path communicating with the outlet manifold of the anode separator intersects the peripheral edge of the power generation region, and the dry base of the anode outlet calculated from the fuel utilization rate The total gas flow rate of the unused fuel gas flow rate and the gas flow rate when the total water amount supplied to the anode is calculated as steam may be Qa, and may be obtained by the formula Va = Qa / Sa.
あるいは、上記高分子電解質型燃料電池において、結露水が発生する熱力学的条件が前記酸化剤ガス流路の少なくとも一部で満たされるように動作し、前記酸化剤ガス流路の出口におけるガス流速Vcは、カソード側セパレータの出口マニホールドに連通する酸化剤ガス流路の下流側が発電領域の周縁部と交差する部位のガス流路断面積の総和をSc、酸化剤利用率から算出されたカソード出口のドライベースの未使用酸化剤ガス流量とカソードに供給した全水分量を水蒸気として算出した場合のガス流量と電池反応により発生した全水分量を水蒸気として算出した場合のガス流量との合計ガス流量をQcとし、式Vc=Qc/Scにより求められてもよい。 Alternatively, in the polymer electrolyte fuel cell, the gas flow rate at the outlet of the oxidant gas flow channel is operated so that a thermodynamic condition in which condensed water is generated is satisfied by at least a part of the oxidant gas flow channel. Vc is the cathode outlet calculated from Sc, the sum of the gas channel cross-sectional areas of the portion where the downstream side of the oxidant gas channel communicating with the outlet manifold of the cathode separator intersects the peripheral edge of the power generation region, and the oxidant utilization rate The total gas flow rate of the dry base unused oxidant gas flow rate, the gas flow rate when the total water amount supplied to the cathode is calculated as water vapor, and the gas flow rate when the total water amount generated by the cell reaction is calculated as water vapor May be determined by the equation Vc = Qc / Sc.
かかる構成では、出口温度ではなく、供給されるガスのパラメータに基づいてガス流量を求めることができる。 In such a configuration, the gas flow rate can be obtained based on the parameter of the supplied gas instead of the outlet temperature.
また、上記高分子電解質型燃料電池において、燃料電池内部を通流する冷却流体経路と、前記冷却流体経路に冷却流体を供給する冷却流体供給装置と、制御装置と、を備え、前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記燃料ガス及び前記酸化剤ガスの少なくともいずれかの入口における全水分量を露点に換算した温度(以下、入口露点換算温度)をT1で表し、前記冷却流体の入口における温度(以下、冷却流体入口温度)をT2で表した場合に、T1≧T2+1℃の条件を満たすように、前記冷却流体供給装置を制御してもよい。 The polymer electrolyte fuel cell includes a cooling fluid path that flows through the inside of the fuel cell, a cooling fluid supply device that supplies the cooling fluid to the cooling fluid path, and a control device, the control device comprising: When the power generation is performed, a temperature obtained by converting the total water amount at the inlet of at least one of the fuel gas and the oxidant gas into a dew point (hereinafter referred to as an inlet dew point converted temperature) is represented by T1, and the inlet of the cooling fluid When the temperature (hereinafter referred to as the cooling fluid inlet temperature) is expressed by T2, the cooling fluid supply device may be controlled so as to satisfy the condition of T1 ≧ T2 + 1 ° C.
かかる構成では、燃料電池内部を通流するガスの水分および温度をより適切にコントロールすることで、高分子電解質膜の劣化をより確実に防止できる。 In such a configuration, deterioration of the polymer electrolyte membrane can be more reliably prevented by more appropriately controlling the moisture and temperature of the gas flowing inside the fuel cell.
また、上記高分子電解質型燃料電池において、結露水が発生する熱力学的条件が前記アノードおよびカソードの全面で満たされるように動作してもよい。 The polymer electrolyte fuel cell may operate so that the thermodynamic conditions for generating dew condensation water are satisfied over the entire surface of the anode and the cathode.
かかる構成では、アノードおよびカソードの前面で結露水が発生する条件が満たされるため、高分子電解質膜に十分な水分を供給することが可能となる。よって、高分子電解質膜の劣化をより確実に防止できる。 In such a configuration, since the condition for generating dew condensation water on the front surfaces of the anode and the cathode is satisfied, it is possible to supply sufficient water to the polymer electrolyte membrane. Therefore, deterioration of the polymer electrolyte membrane can be prevented more reliably.
また、上記高分子電解質型燃料電池において、前記アノード側およびカソード側の供給ガスの少なくとも一方の圧力損失が、2kPa以上かつ10kPa以下であってもよい。 In the polymer electrolyte fuel cell, the pressure loss of at least one of the supply gas on the anode side and the cathode side may be 2 kPa or more and 10 kPa or less.
かかる構成では、供給ガスの圧力損失を適切にコントロールすることで、フラッディングをより確実に防止できる。 In such a configuration, flooding can be more reliably prevented by appropriately controlling the pressure loss of the supply gas.
本発明は上記のように構成され、高分子電解質型燃料電池において、簡潔な構成に基づいて高分子電解質型燃料電池の高分子電解質膜の劣化を十分抑制しつつ、フラッディングを確実に防止することができるという効果を奏する。 The present invention is configured as described above, and in a polymer electrolyte fuel cell, flooding is reliably prevented while sufficiently suppressing deterioration of the polymer electrolyte membrane of the polymer electrolyte fuel cell based on a simple configuration. There is an effect that can be.
以下、本発明の好ましい実施の形態を、図面を参照しながら説明する。
(実施の形態1)
図1は本発明の実施の形態1に係る高分子電解質型燃料電池発電システムの構成を模式的に示すブロック図である。
Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
(Embodiment 1)
FIG. 1 is a block diagram schematically showing a configuration of a polymer electrolyte fuel cell power generation system according to
本実施の形態の高分子電界質型燃料電池発電システム(以下、単に燃料電池発電システムという)は高分子電解質型燃料電池(以下、単に燃料電池という)101を備えている。燃料電池101の、アノードへ燃料ガスを供給するための燃料ガス入口403には、燃料ガス供給流路109を介して燃料ガス供給装置102が接続されている。燃料ガス供給装置102は、燃料電池101のアノードに燃料ガスを供給する。燃料ガスには、水素ガス、炭化水素系のガスを改質した改質ガス等が用いられる。燃料ガス供給装置102は、本実施の形態では、原料ガスから燃料ガスとして改質ガスを生成する水素生成装置で構成されている。水素生成装置は、圧力損失および供給量を調節できるように、例えば、原料供給側にブースターポンプを備えている。原料ガスとしては、ここでは天然ガスが用いられる。
A polymer electrolyte fuel cell power generation system (hereinafter simply referred to as a fuel cell power generation system) according to the present embodiment includes a polymer electrolyte fuel cell (hereinafter simply referred to as a fuel cell) 101. A fuel
燃料電池101の、カソードへ酸化剤ガスを供給するための酸化剤ガス入口404には、酸化剤ガス供給流路107を介して酸化剤ガス供給装置103が接続されている。酸化剤ガス供給装置103は、燃料電池101のカソードに酸化剤ガスを供給する。酸化剤ガスとして、ここでは空気が用いられる。酸化剤ガス供給装置103は、本実施の形態では、空気ブロワで構成されている。燃料電池101のアノード及びカソードに供給された燃料ガス及び酸化剤ガスはそこで化学反応し、この化学反応により電力及び熱(以下、排熱という)が発生する。燃料電池101の、アノードから燃料ガスを排出するための燃料ガス出口(図1に示さず)には、燃料ガス排出流路110が接続されており、上述の化学反応に寄与しなかった余剰の燃料ガスはアノードから燃料ガス排出流路110に排出されて適宜処理される。例えば、燃料ガス排出流路110に排出された余剰の燃料ガスは、燃料ガス供給装置102を構成する水素生成装置の改質部加熱用の燃料として用いられたり、専用のバーナで燃焼処理されたり、あるいは適宜希釈して大気中に放出されたりする。
An oxidant
また、燃料電池101の、カソードから酸化剤ガスを排出するための酸化剤ガス出口(図1に示さず)には、酸化剤ガス排出流路111が接続されており、上述の化学反応に寄与しなかった余剰の酸化剤ガスはカソードから酸化剤ガス排出流路111を通じて大気中に放出される。
Further, an oxidant
一方、この燃料電池発電システム100には、燃料電池101を通過するように、冷却流体循環経路としての冷却水循環流路112が形成されている。冷却水循環流路112には冷却流体として水(以下、冷却水という)が循環される。なお、冷却流体として例えば不凍液を用いてもよい。冷却水循環流路112には放熱器105と循環ポンプ106とが配設されている。この冷却水循環流路112、放熱器105、及び循環ポンプ106が冷却システム104を構成している。放熱装置105は、燃料電池101から冷却水に伝達された熱を冷却水から放出させるもので、例えば、冷却水から排熱を受け取ってこの排熱を利用する排熱利用システム、あるいは、フィンが形成された路壁を有する冷却水流路と該フィンに送風する送風機とを有する風冷装置等で構成されている。この冷却システム104では、循環ポンプ106により冷却水を、冷却水循環流路112を通って図1の矢印方向に循環させることにより、冷却水が燃料電池101から受け取った排熱を放熱装置105で放出する。これにより、燃料電池101が冷却される。この場合、放熱装置105において、冷却水の単位流量当たりの放熱量を調整することができ、一方、冷却水循環ポンプ106において冷却水の流量を調整することができる。従って、放熱装置105及び冷却水循環ポンプ106の各々が冷却水の放熱量を決定することができ、これらの各々が冷却水の温度調節手段として機能する。
On the other hand, in this fuel cell power generation system 100, a cooling
さらに、燃料電池発電システム100は、アノード側全熱交換器117とカソード側全熱交換器118とを有している。
Further, the fuel cell power generation system 100 includes an anode side
アノード側全熱交換器117は、内部に、供給側燃料ガス流路117a、排出側燃料ガス流路117b、及び冷却水流路117cが形成されている。そして、供給側燃料ガス流路117aを流れるガスと排出側燃料ガス流路117bを流れるガスとが全熱交換可能に形成されている。具体的には、供給側燃料ガス流路117aの一部と排出側燃料ガス流路117bの一部とが全熱交換膜を隔てて隣接するように形成されている。全熱交換膜として、例えば、燃料電池101に用いられる固体高分子電解質膜が用いられている。また、供給側燃料ガス流路117aを流れる全熱交換後のガスが冷却水流路117cを流れる冷却水と単に熱交換可能に形成されている。そして、供給側燃料ガス流路117aが燃料ガス供給流路109の途中に挿入されるようにして該燃料ガス供給流路109に接続され、排出側燃料ガス流路117bが燃料ガス排出流路110の途中に挿入されるようにして該燃料ガス排出流路110に接続されている。また、冷却水循環流路112は一部が2つの分流路112a、112b(ここでは分流比1:1)で構成されており、冷却水流路117cが冷却水循環流路112の一方の分流路112aの途中に挿入されるようにして該分流路112aに接続されている。
The anode-side
これにより、燃料ガス供給装置102から流出した燃料ガスが、アノード側全熱交換器117において、燃料電池101から排出された燃料ガスにより加湿及び加熱され、さらに燃料電池101から排熱を受け取って昇温した冷却水で加熱され、それにより、所定の後述する露点換算温度を有する燃料ガスとなる。そして、この所定の露点換算温度を有する燃料ガスが燃料電池101の燃料ガス入口403を経てアノードに供給される。
As a result, the fuel gas flowing out from the fuel
一方、カソード側全熱交換器118は、内部に、供給側酸化剤ガス流路118a、排出側酸化剤ガス流路118b、及び冷却水流路118cが形成されている。そして、供給側酸化剤ガス流路118aを流れるガスと排出側酸化剤ガス流路118bを流れるガスとが全熱交換可能に形成されている。具体的には、供給側酸化剤ガス流路118aの一部と排出側酸化剤ガス流路118bの一部とが全熱交換膜を隔てて隣接するように形成されている。全熱交換膜として、例えば、燃料電池101に用いられる固体高分子電解質膜が用いられている。また、供給側酸化剤ガス流路118aを流れる全熱交換後のガスが冷却水流路118cを流れる冷却水と全熱交換可能に形成されている。そして、供給側酸化剤ガス流路118aが酸化剤ガス供給流路107の途中に挿入されるようにして該酸化剤ガス供給流路107に接続され、排出側酸化剤ガス流路118bが酸化剤ガス排出流路111の途中に挿入されるようにして該酸化剤ガス排出流路111に接続され、冷却水流路118cが冷却水循環流路112の他方の分流路112bの途中に挿入されるようにして該分流路112bに接続されている。
On the other hand, the cathode-side
これにより、酸化剤ガス供給装置103から流出した酸化剤ガスが、カソード側全熱交換器118において、燃料電池101から排出された酸化剤ガスにより加湿及び加熱され、さらに燃料電池101から排熱を受け取って昇温した冷却水で加湿及び加熱され、それにより、所定の後述する露点換算温度を有する酸化剤ガスとなる。そして、この所定の露点換算温度を有する酸化剤ガスが燃料電池101の酸化剤ガス入口404を経てカソードに供給される。
As a result, the oxidant gas flowing out from the oxidant
燃料ガスの利用率は高いので、排出燃料ガスは結露水を多量に含んでいて、この排出燃料ガスと全熱交換した供給燃料ガスも水分を多く含んでいる。従って、供給燃料ガスを排出冷却水と単に熱交換しても、排出冷却水による加熱能力が低下することはない。一方、酸化剤ガスの利用率は低いので、排出酸化剤ガスは水分が少なく、この排出酸化剤ガスと全熱交換した供給酸化剤ガスも水分が少ない。しかし、供給酸化剤ガスは排出冷却水と全熱交換されるので、排出冷却水によって十分加熱される。 Since the utilization rate of the fuel gas is high, the exhaust fuel gas contains a large amount of dew condensation water, and the supplied fuel gas totally exchanged with the exhaust fuel gas also contains a lot of water. Therefore, even if the supplied fuel gas is simply subjected to heat exchange with the exhaust cooling water, the heating capacity of the exhaust cooling water does not decrease. On the other hand, since the utilization rate of the oxidant gas is low, the exhaust oxidant gas has a small amount of water, and the supplied oxidant gas totally exchanged with the exhaust oxidant gas also has a small amount of water. However, since the supplied oxidant gas is totally exchanged with the exhaust cooling water, it is sufficiently heated by the exhaust cooling water.
よって、本実施の形態によれば、反応ガスに対する排出冷却水による加熱効率の低下を招くことなく、アノード側及びカソード側のうちの一方の全熱交換器117の構成を簡素化することができる。
Therefore, according to the present embodiment, the configuration of one
ここで、図1において、燃料電池101及び全熱交換器117、118における各ガス及び冷却流体の流れ方向は単に模式的に表されているに過ぎず、各ガス及び冷却流体の相互間の流れ方向の関係(例えば、いわゆる平行流、対向流等)を示すものではない。
Here, in FIG. 1, the flow directions of the gases and the cooling fluid in the
また、燃料電池発電システム100は入口温度センサTS1と出口温度センサTS2と制御装置108とを備えている。入口温度センサTS1及び出口温度センサTS2は、ここではサーミスタでそれぞれ構成され、冷却水循環流路112の燃料電池101(正確には後述するセルスタック1)の入口401及び出口402における冷却水の温度をそれぞれ検出して、その検出値を制御装置108にそれぞれ入力する。制御装置108は、マイコン等の演算装置で構成され、燃料電池発電システム100の所要の構成要素を制御して該燃料電池発電装置100の動作を制御する。ここで、本明細書においては、制御装置とは、単独の制御装置だけでなく、複数の制御装置が協働して制御を実行する制御装置群をも意味する。よって、制御装置108は、必ずしも単独の制御装置で構成される必要はなく、複数の制御装置が分散配置されていて、それらが協働して燃料電池発電装置101の動作を制御するよう構成されていてもよい。
The fuel cell power generation system 100 includes an inlet temperature sensor TS1, an outlet temperature sensor TS2, and a
制御装置108は、具体的には、少なくとも燃料ガス供給装置102、酸化剤ガス供給装置103、放熱装置105、及び冷却水循環ポンプ109を制御し、特に、入口温度センサTS1及び出口温度センサTS2の検出値に基づいて放熱装置105及び冷却水循環ポンプ109の少なくともいずれかを制御して、冷却水の温度を所定の温度に調整するとともに、燃料ガス供給装置102、酸化剤ガス供給装置103を制御して、燃料ガスおよび酸化剤ガスの供給量(流速)および圧力損失を調整する。
Specifically, the
次に、燃料電池101の構造を詳しく説明する。
Next, the structure of the
図2は図1の燃料電池の概略の構成を示す斜視図、図3は図2のIII−III平面に沿った断面図である。 2 is a perspective view showing a schematic configuration of the fuel cell of FIG. 1, and FIG. 3 is a cross-sectional view taken along the plane III-III of FIG.
図2においては、燃料電池における上下方向を、図における上下方向として表している。なお、これは、後述する図4乃至図7においても同様である。 In FIG. 2, the vertical direction in the fuel cell is represented as the vertical direction in the figure. This also applies to FIGS. 4 to 7 described later.
図2に示すように、燃料電池101はセルスタック1を有している。セルスタック1は、板状の全体形状を有するセル2がその厚み方向に積層されてなるセル積層体201と、セル積層体201の両端に配置された第1及び第2の端板3A、3Bと、セル積層体201と第1及び第2の端板3A、3Bとをセル2の積層方向において締結する図示されない締結具とを有している。また、第1及び第2の端板3A、3Bには集電端子がそれぞれ配設されているが図示を省略している。板状のセル2は、鉛直面に平行に延在しており、従って、セル2の積層方向は水平方向となっている。
As shown in FIG. 2, the
セル積層体201の一方の側部(以下、第1の側部という)の上部には、該セル積層体201を積層方向に貫通するように酸化剤ガス供給マニホールド4が形成されている。酸化剤ガス供給マニホールド4の一端は第1の端板3Aに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口(酸化剤ガス入口404)に図1の酸化剤ガス供給路107を構成する酸化剤ガス供給配管51が接続されている。酸化剤ガス供給マニホールド4の他端は第2の端板3Bによって閉鎖されている。また、セル積層体201の他方の側部(以下、第2の側部)の下部には、該セル積層体201を積層方向に貫通するように酸化剤ガス排出マニホールド7が形成されている。酸化剤ガス供給マニホールド7の一端は第1の端板3Aによって閉鎖されている。酸化剤ガス排出マニホールド7の他端は第2の端板3Bに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口(酸化剤ガス出口)に図1の酸化剤ガス排出路111を構成する酸化剤ガス排出配管52が接続されている。
An oxidant
セル積層体201の第2の側部の上部には、該セル積層体201を積層方向に貫通するように燃料ガス供給マニホールド5が形成されている。燃料ガス供給マニホールド5の一端は第1の端板3Aに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口(燃料ガス入口)403に図1の燃料ガス供給路109を構成する燃料ガス供給配管53が接続されている。燃料ガス供給マニホールド5の他端は第2の端板3Bによって閉鎖されている。
A fuel
また、セル積層体201の第1の側部の下部には、該セル積層体201を積層方向に貫通するように燃料ガス排出マニホールド6が形成されている。燃料ガス排出マニホールド6の一端は第1の端板3Aによって閉鎖されている。燃料ガス供給マニホールド5の他端は第2の端板3Bに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口(燃料ガス出口)に図1の燃料ガス排出路110を構成する燃料ガス排出配管54が接続されている。
Further, a fuel
酸化剤ガス供給マニホールド4の上部の内側には、セル積層体201を積層方向に貫通するように冷却水供給マニホールド8が形成されている。冷却水供給マニホールド8の一端は第1の端板3Aに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口(冷却水入口401)冷却水供給配管30が接続されている。冷却水供給配管30は、図1の冷却水循環流路112の、循環ポンプ106の吐出ポート(図示せず)と燃料電池101との間の部分を構成している。冷却水供給マニホールド8の他端は第2の端板3Bによって閉鎖されている。
A cooling
また、酸化剤ガス排出マニホールド7の下部の内側には、セル積層体201を積層方向に貫通するように冷却水排出マニホールド9が形成されている。冷却水排出マニホールド9の一端は第1の端板3Aによって閉鎖されている。冷却水排出マニホールド9の他端は第2の端板3Bに形成された貫通孔に連通し、この貫通孔の外側開口(冷却水出口402)に冷却水排出配管31が接続されている。冷却水供給配管31は、図1の冷却水循環流路112の、循環ポンプ106の吸入ポートと燃料電池101との間の部分を構成している。
A cooling
図3に示すように、セル2は、板状のMEA43と、MA43の両主面に接触するように配置されたカソード側セパレータ10及びアノード側セパレータ20とで構成されている。そして、互いに隣接するセル2、2において、一方のセル2のカソード側セパレータ10の背面と他方のセル2のアノード側セパレータ20の背面とが接触するようにして、セル2が積層されている。MEA43、カソード側セパレータ10、及びアノード側セパレータ20は、互いに同じ大きさの同じ形状(ここでは矩形)に形成されている。そして、MEA43、カソード側セパレータ10、及びアノード側セパレータ20には、互いに対応する所定の箇所に、これらを厚み方向に貫通する、酸化剤の入口マニホールド孔、酸化剤の出口マニホールド孔、燃料の入口マニホールド孔、燃料の出口マニホールド孔、冷却水の入口マニホールド孔、及び冷却水の出口マニホールド孔が形成され、全てのセル2におけるMEA43、カソード側セパレータ10、及びアノード側セパレータ20の、酸化剤の入口マニホールド孔、酸化剤の出口マニホールド孔、燃料の入口マニホールド孔、燃料の出口マニホールド孔、冷却水の入口マニホールド孔、及び冷却水の出口マニホールド孔が、それぞれ繋がって、酸化剤供給マニホールド4、酸化剤排出マニホールド7、燃料供給マニホールド5、燃料排出マニホールド6、冷却水供給マニホールド8、及び冷却水排出マニホールド9が、それぞれ形成されている。
As shown in FIG. 3, the
カソード側セパレータ10の正面及び背面には、それぞれ、酸化剤ガス流路17及び冷却水流路19が形成されている。酸化剤ガス流路17は後述するように、酸化剤ガスの入口マニホールド孔と酸化剤ガスの出口マニホールド孔とを接続するように形成され、冷却水流路19は後述するように、冷却水の入口マニホールド孔と冷却水の出口マニホールド孔とを接続するように形成されている。そして、カソード側セパレータ10は、正面がMEA43に接触するように配置されている。
An oxidant
アノード側セパレータ20の正面及び背面には、それぞれ、燃料ガス流路28及び冷却水流路29が形成されている。燃料ガス流路19は後述するように、燃料ガスの入口マニホールド孔と燃料ガスの出口マニホールド孔とを接続するように形成され、冷却水流路29は後述するように、冷却水の入口マニホールド孔と冷却水の出口マニホールド孔とを接続するように形成されている。そして、アノード側セパレータ20は、正面がMEA43に接触するように配置されている。
A fuel
各流路17、19、28、29はカソード側セパレータ10又はアノード側セパレータ20の主面に形成された溝で構成されている。また、各流路17、19、28、29は、図3では、それぞれ、2つの流路で構成されているが、多数の流路で構成されていてもよい。また、隣接するカソード側セパレータ10の冷却水流路19とアノード側セパレータ20の冷却水流路29とは、セル2が積層されたとき互いに合わさる(接合する)ように形成されており、両者で1つの冷却水流路が形成されている。
Each
また、カソード側セパレータ10の背面及びアノード側セパレータ20の背面には、冷却水の入口マニホールド孔及び出口マニホールド孔並びに冷却水流路と、酸化剤の入口マニホールド孔と、酸化剤の出口マニホールド孔と、燃料の入口マニホールド孔と、燃料の出口マニホールド孔とを、それぞれ、囲むようにOリング収容溝が形成され、その溝にOリング47がそれぞれ配置されている。これにより、前記のマニホールド孔等が互いにシールされている。
Further, on the back surface of the cathode-
MEA43は、高分子電解質膜41と、カソード42Aと、アノード42Bと、一対のガスケット46と、を有している。そして、高分子電解質膜41の縁部以外の部分の両面にそれぞれカソード42A及びアノード42Bが形成され、高分子電解質膜41の縁部の両面にカソード42A及びアノード42Bをそれぞれ囲むようにガスケット46が配置されている。一対のガスケット46、カソード42A、アノード42B、及び高分子電解質膜41は互いに一体化されている。
The
高分子電解質膜41は、水素イオンを選択的に輸送可能な材料で構成され、ここでは、パーフルオロカーボンスルホン酸系の材料で構成されている。カソード42A及びアノード42Bは、高分子電解質41の互いに反対の主面にそれぞれ形成された触媒層(図示せず)とこの触媒層の上に形成されたガス拡散層(図示せず)とで構成されている。触媒層は白金系の金属触媒を担持したカーボン粉末で主に構成されている。ガス拡散層は通気性と導電性とを有する不織布、紙などで構成されている。
The
また、カソード42Aと、アノード42Bと、カソード側セパレータ10における酸化剤ガス流路17が形成された領域及び冷却水流路19が形成された領域と、アノード側セパレータ20における燃料ガス流路28が形成された領域及び冷却水流路29が形成された領域とは、セル2の積層方向から見て、互いに、実質的に全体的に重なり合うように配設されている。
Further, the
次に、カソード側セパレータ及びアノード側セパレータについて詳しく説明する。 Next, the cathode side separator and the anode side separator will be described in detail.
図4はカソード側セパレータの正面図、図5はその背面図、図6はアノード側セパレータの正面図、図7はその背面図である。 4 is a front view of the cathode side separator, FIG. 5 is a rear view thereof, FIG. 6 is a front view of the anode side separator, and FIG. 7 is a rear view thereof.
図4に示すように、カソード側セパレータ10は、酸化剤ガスの入口マニホールド孔11及び出口マニホールド孔13、燃料ガスの入口マニホールド孔12及び出口マニホールド孔14並びに冷却水の入口マニホールド孔15及び出口マニホールド孔16を有する。セパレータ10は、さらに、カソードと対向する面に、マニホールド孔11と13とを接続するガス流路17を有し、背面には、冷却水のマニホールド孔15と16を接続する流路19を有する。
As shown in FIG. 4, the
図4において、酸化剤ガスの入口マニホールド孔11はセパレータ10の一方の側部(図面左側の側部:以下、第1の側部という)の上部に設けられ、出口マニホールド孔13はセパレータ10の他方の側部(図面右側の側部:以下、第2の側部という)の下部に設けられている。燃料ガスの入口マニホールド孔12は、セパレータ10の第2の側部の上部に設けられ、出口マニホールド孔14はセパレータ10の第1の側部の下部に設けられている。冷却水の入口マニホールド孔15は酸化剤ガスの入口マニホールド孔11の上部の内側に設けられ、出口マニホールド孔16は酸化剤ガスの出口マニホールド孔13の下部の内側に設けられている。酸化剤ガスの入口マニホールド孔11及び出口マニホールド孔13、燃料ガスの入口マニホールド孔12及び出口マニホールド孔14は、鉛直方向に長い長孔形状に形成されている。また、冷却水マニホールド孔15、16は、水平方向に長い長孔形状に形成されている。
In FIG. 4, the
酸化剤ガス流路17は、本実施の形態では2つの流路(流路溝)で構成されている。もちろん、任意の数の流路で構成することができる。各流路は、水平方向に延びる水平部17aと、鉛直方向に延びる鉛直部17bとで実質的に構成されている。具体的には、酸化剤ガス流路17の各流路は、酸化剤ガスの入り口マニホールド孔11の上部からセパレータ10の第2の側部まで水平に延び、そこから下方にある距離延び、そこから水平にセパレータ10の第1の側部まで水平に延び、そこから下方にある距離延びている。そして、そこから、上記の延在パターンを2回繰り返し、その到達点から酸化剤ガスの出口マニホールド孔13の下部に至るように水平に延びている。そして、各流路の水平に延びる部分が水平部17aを形成し、下方に延びる部分が鉛直部17bを形成している。これにより、酸化剤ガス流路17では、酸化剤ガスが、水平部17aと鉛直部17bとを交互に通過するようにして蛇行しながら重力に逆らわずに流れ、その結果、フラッディングが抑制される。
In this embodiment, the
なお、各流路は、ここでは水平部17aと鉛直部17bとで構成されているが、ガスの通流方向に向かって水平又は下り勾配(垂直を含む)となるように形成されていればよい。但し、各流路を水平部17aと鉛直部17bとで構成すると、酸化剤ガス流路17を高密度で形成することができる。
Here, each flow path is composed of a
図5において、冷却水流路19は、2つの流路で構成されている。各流路は、水平方向に延びる水平部19aと、鉛直方向に延びる鉛直部19bとで実質的に構成されている。具体的には、冷却水流路19の各流路は、冷却水の入り口マニホールド孔15の、酸化剤ガスの入り口マニホールド孔11に近い方の端部からある距離下方に延び、そこから、セパレータ10の第2の側部(図面左側の側部)まで水平に延び、そこから下方にある距離延び、そこから第1の側部(図面右側の側部)まで水平に延びている。そして、そこから、上記の延在パターンを2回半繰り返し、その到達点から冷却水の出口マニホールド孔16の、酸化剤ガスの出口マニホールド孔13に近い方の端部に至るように下方に延びている。そして、各流路の水平に延びる部分が水平部19aを形成し、下方に延びる部分が鉛直部19bを形成している。これにより、冷却水流路19では、冷却水が、水平部19aと鉛直部19bとを交互に通過するようにして蛇行しながら重力に逆らわずに流れる。
In FIG. 5, the cooling
そして、ここで重要なことは、以下の点である。すなわち、冷却水の入口マニホールド孔15と酸化剤ガスの入口マニホールド孔11とが近接して設けられ、冷却水の出口マニホールド孔16と酸化剤ガスの出口マニホールド孔13とが近接して設けられ、かつセパレータ10の厚み方向から見て、冷却水流路18が酸化剤ガス流路17と実質的に重なるように形成されており、その結果、冷却水と酸化剤ガスとがセパレータ10を挟んで実質的に同じ方向に流れるという点である。このように構成することにより、セパレータ10の厚み方向から見て、最も相対湿度が低くなる酸化剤ガス入口部分と冷却水の入口部分とがほぼ一致するので、高分子電解質膜の乾きを解消することができ、ひいては高分子電解質膜の耐久性を向上することができる。
What is important here is the following point. That is, the cooling water
なお、各流路は、ここでは水平部19aと鉛直部19bとで実質的に構成されているが、冷却水の通流方向に向かって水平又は下り勾配となるように形成されていればよい。但し、各流路を水平部19aと鉛直部19bとで構成すると、冷却水流路19を高密度で形成することができる。
In addition, although each flow path is substantially comprised here with the
図6に示すように、アノード側セパレータ20は、酸化剤ガスの入口マニホールド孔21及び出口マニホールド孔23、燃料ガスの入口マニホールド孔22及び出口マニホールド孔24並びに冷却水の入口マニホールド孔25及び出口マニホールド孔26を有する。セパレータ20は、さらに、アノードと対向する面に、マニホールド孔22と24とを接続するガス流路28を有し、背面には、冷却水のマニホールド孔25と26を接続する流路29を有する。
As shown in FIG. 6, the
図6において、酸化剤ガスの入口マニホールド孔21はセパレータ20の一方の側部(図面右側の側部:以下、第1の側部という)の上部に設けられ、出口マニホールド孔23はセパレータ20の他方の側部(図面左側の側部:以下、第2の側部という)の下部に設けられている。燃料ガスの入口マニホールド孔22は、セパレータ20の第2の側部の上部に設けられ、出口マニホールド孔24はセパレータ20の第1の側部の下部に設けられている。冷却水の入口マニホールド孔25は酸化剤ガスの入口マニホールド孔21の上部の内側に設けられ、出口マニホールド孔26は酸化剤ガスの出口マニホールド孔23の下部の内側に設けられている。酸化剤ガスの入口マニホールド孔21及び出口マニホールド孔23、燃料ガスの入口マニホールド孔22及び出口マニホールド孔24は、鉛直方向に長い長孔形状に形成されている。また、冷却水マニホールド孔25、26は、水平方向に長い長孔形状に形成されている。
In FIG. 6, the oxidant gas
燃料ガス流路28は、本実施の形態では2つの流路で構成されている。各流路は、水平方向に延びる水平部28aと、鉛直方向に延びる鉛直部28bとで実質的に構成されている。具体的には、燃料ガス流路28の各流路は、燃料ガスの入り口マニホールド孔22の上部からセパレータ20の第1の側部まで水平に延び、そこから下方にある距離延び、そこから水平にセパレータ20の第2の側部まで水平に延び、そこから下方にある距離延びている。そして、そこから、上記の延在パターンを2回繰り返し、その到達点から燃料ガスの出口マニホールド孔24の下部に至るように水平に延びている。そして、各流路の水平に延びる部分が水平部28aを形成し、下方に延びる部分が鉛直部28bを形成している。これにより、燃料ガス流路28では、燃料ガスが、水平部28aと鉛直部28bとを交互に通過するようにして蛇行しながら重力に逆らわずに流れ、その結果、フラッディングが抑制される。
The
なお、各流路は、ここでは水平部28aと鉛直部28bとで実質的に構成されているが、ガスの通流方向に向かって水平又は下り勾配(垂直を含む)となるように形成されていればよい。但し、各流路を水平部28aと鉛直部28bとで構成すると、燃料ガス流路28を高密度で形成することができる。
Here, each flow path is substantially composed of a
図7において、冷却水流路29は、図5のカソードセパレータ10の背面に形成された冷却水流路19と図面における左右が反対になるように形成されている。すなわち、各流路は、水平方向に延びる水平部29aと、鉛直方向に延びる鉛直部29bとで実質的に構成されている。具体的には、冷却水流路29の各流路は、冷却水の入り口マニホールド孔25の、酸化剤ガスの入り口マニホールド孔21に近い方の端部からある距離下方に延び、そこから、セパレータ20の第2の側部(図面右側の側部)まで水平に延び、そこから下方にある距離延び、そこから第1の側部(図面左側の側部)まで水平に延びている。そして、そこから、上記の延在パターンを2回半繰り返し、その到達点から冷却水の出口マニホールド孔26の、酸化剤ガスの出口マニホールド孔23に近い方の端部に至るように下方に延びている。そして、各流路の水平に延びる部分が水平部29aを形成し、下方に延びる部分が鉛直部29bを形成している。これにより、冷却水流路29では、冷却水が、水平部29aと鉛直部29bとを交互に通過するようにして蛇行しながら重力に逆らわずに流れる。
In FIG. 7, the cooling
そして、ここで重要な点は、以下の点である。すなわち、冷却水の入口マニホールド孔25と燃料ガスの入口マニホールド孔22とが共にセパレータ20の上部に設けられ、冷却水の出口マニホールド孔26と燃料ガスの出口マニホールド孔24とが共にセパレータ20の下部に設けられ、かつセパレータ20の厚み方向から見て、冷却水流路29が燃料ガス流路28と実質的に重なるように形成されており、その結果、冷却水と燃料ガスとは水平方向においてはセパレータ20を挟んで互いに反対方向に流れるものの、鉛直方向においては、全体としては、共に、上から下へと同じ方向に流れるという点である。このように構成することにより、最も相対湿度が低くなる燃料ガス流路28の上流部分が、セパレータ20の鉛直方向において、冷却水の入口部分が設けられて最も温度が低い上部に位置するので、高分子電解質膜の乾きの解消に寄与し、ひいては高分子電解質膜の耐久性の向上に寄与する。
The important points here are as follows. That is, both the cooling water
なお、各流路は、ここでは水平部29aと鉛直部29bとで実質的に構成されているが、冷却水の通流方向に向かって水平又は下り勾配となるように形成されていればよい。但し、各流路を水平部29aと鉛直部29bとで構成すると、冷却水流路29を高密度で形成することができる。
In addition, although each flow path is substantially comprised here with the
既述のように、上記のカソード側セパレータ10とアノード側セパレータ20とによりMEAを挟むことによりセルが構成される。従って、隣接するセル間には、カソード側セパレータ10とアノード側セパレータ20とがそれらの冷却水の流路19と29を向き合わせて配置され、冷却部が構成される。複数セル毎に冷却部を設ける場合は、前記のような複合セパレータの代わりに、一方の面がカソード側セパレータ、他方の面がアノード側セパレータとして働く単一のセパレータが適宜用いられる。
As described above, a cell is configured by sandwiching the MEA between the cathode-
以上のように構成された燃料電池101では、燃料ガス、酸化剤ガス、及び冷却水が以下のように通流する。
In the
図1乃至図7において、燃料ガスは、燃料ガス供給配管43を通じてセルスタック1の燃料ガス供給マニホールド5に供給される。この供給された燃料ガスは、燃料ガス供給マニホールド5から、各セル2の入口マニホールド孔22に流入し、燃料ガス流路28を通流する。そして、この間に、アノード42B、高分子電解質膜41、及びカソード42Aを介して酸化剤ガスと反応して消費され、消費されなかった燃料ガスが出口マニホールド孔24から燃料ガス排出マニホールド6に流出し、燃料ガス排出配管44を通じてセルスタック1から排出される。
1 to 7, the fuel gas is supplied to the fuel
一方、酸化剤ガスは、酸化剤ガス供給配管41を通じてセルスタック1の酸化剤ガス供給マニホールド8に供給される。この供給された酸化剤ガスは、酸化剤ガス供給マニホールド4から、各セル2の入口マニホールド孔11に流入し、酸化剤ガス流路17を通流する。そして、この間に、カソード、高分子電解質膜、及びアノードを介して燃料ガスと反応して消費され、消費されなかった酸化剤ガスが出口マニホールド孔13から酸化剤ガス排出マニホールド7に流出し、酸化剤ガス排出配管42を通じてセルスタック1から排出される。
On the other hand, the oxidant gas is supplied to the oxidant
また、冷却水は、冷却水供給配管30を通じてセルスタック1の冷却水供給マニホールド8に供給される。この供給された冷却水は、冷却水供給マニホールド8から、各セル2の入口マニホールド孔15、25に流入し、冷却水流路19、29を通流する。そして、この間に、カソードセパレータ10及びアノードセパレータ20を介してカソード及びアノードを冷却するとともにこれらから熱を受け取って、出口マニホールド孔16、26から冷却水排出マニホールド9に流出し、冷却水排出配管31を通じてセルスタック1から排出される。
Further, the cooling water is supplied to the cooling
そして、この過程において、燃料ガス及び酸化剤ガスは、それぞれ、燃料ガス流路28及び酸化剤ガス流路17を、重力に逆らわないように流れ、それにより、フラッディングが防止される。
In this process, the fuel gas and the oxidant gas flow through the fuel
また、各セパレータ10、20において、冷却水の入口近傍部に、相対湿度が最も低くなる、燃料ガス流路28又は酸化剤ガス流路17の上流部が位置していることから、高分子電解質膜の乾燥が防止される。
Moreover, in each
次に、アノード側全熱交換器117及びカソード側全熱交換器118の構成例を説明する。
Next, configuration examples of the anode side
図8は図1のアノード側全熱交換器117を構成する全熱交換セルスタックの構成を示す斜視図、図9は図8のIX−IX平面に沿った断面図である。
8 is a perspective view showing a configuration of a total heat exchange cell stack constituting the anode-side
図2、図3、図8、及び図9に示すように、アノード側全熱交換器117は、基本的に燃料電池101のセルスタック1と同様の構成を有する全熱交換セルスタック301が主要部を構成しているので、セルスタック1と比較しながらその構造を説明する。
As shown in FIGS. 2, 3, 8, and 9, the anode-side
全熱交換セルスタック301は、板状の全体形状を有するセル202がその厚み方向に積層されてなるセル積層体302と、セル積層体302の両端に配置された第1及び第2の端板203A、203Bと、セル積層体302と第1及び第2の端板203A、203Bとをセル202の積層方向において締結する図示されない締結具とを有している。
The total heat
セル積層体302には、セルスタック1の酸化剤ガス供給マニホールド4、酸化剤ガス排出マニホールド5、燃料ガス供給マニホールド7、及び燃料ガス排出マニホールド6
にそれぞれ相当する、第1の流体供給マニホールド204、第1の流体排出マニホールド207、第2の流体供給マニホールド205、及び第2の流体排出マニホールド206が形成されている。第1の流体供給マニホールド204及び第2の流体供給マニホールド205は、それぞれ、端板203Aに設けられた貫通孔を介して、第1の流体供給配管251及び第2の流体供給配管253に接続されている。また、第1の流体排出マニホールド207及び第2の流体排出マニホールド206は、それぞれ、端板203Bに設けられた貫通孔を介して、第1の流体排出配管252及び第2の流体排出配管254に接続されている。なお、セルスタック1と異なり、セル積層体302には、冷却水供給マニホールド及び冷却水排出マニホールドは設けられていない。
The
Are formed, a first
全熱交換セル202は、疑似MEA243とこれを挟む第1のセパレータ210及び第2のセパレータ220を有している。疑似MEA243は、セルスタック201のMEA43においてアノード42B及びカソード42Aが省略されている以外はセルスタック201のMEA43と同様に構成されている。従って、疑似MEA243は、セルスタック201のMEA43と同様に個体高分子膜を有している。但し、疑似MEA243では、固体高分子膜は全熱交換膜として機能する。
The total
第1、第2のセパレータ210、220は、背面(外面)に冷却水流路が形成されていないこと以外はセルスタック201のカソード側セパレータ10及びアノード側セパレータ20と同様に構成されている。従って、第1のセパレータ210及び第2のセパレータ220の周縁部に、それぞれ、第1の流体の入口マニホールド孔211、221、第1の流体の出口マニホールド孔(図示せず)、第2の流体の入口マニホールド孔212、222、第2の流体の出口マニホールド孔(図示せず)が形成されている。第1の流体の入口マニホールド孔211、221と第2の流体の入口マニホールド孔212、222とは第1のセパレータ210及び第2のセパレータ220の上部の互いに反対側の側部にそれぞれ形成されている。また、第1の流体の出口マニホールド孔と第2の流体の出口マニホールド孔とは、第1のセパレータ210及び第2のセパレータ220の下部の互いに反対側の側部に、第1の流体の出口マニホールド孔が第2の流体の入口マニホールド孔212、222の下方に位置しかつ第2の流体の出口マニホールド孔が第1の流体の入口マニホールド孔211、221の下方に位置するように、それぞれ、形成されている。そして、第1のセパレータ210の正面(内面)には、カソード側セパレータ10と同様に、第1の流体の流路(以下、第1の流体流路という)217が第1の流体の入口マニホールド孔211
と第1の流体の出口マニホールド孔とを接続するように形成されている。第2のセパレータ220の正面(内面)には、アノード側セパレータ20と同様に、第2の流体の流路(以下、第2の流体流路という)228が第2の流体の入口マニホールド孔221と第2の流体の出口マニホールド孔とを接続するように形成されている。また、疑似MEA243の周縁部に、第1のセパレータ210及び第2のセパレータ220の、第1の流体の入口マニホールド孔211、221、第1の流体の出口マニホールド孔(図示せず)、第2の流体の入口マニホールド孔212、222、第2の流体の出口マニホールド孔(図示せず)にそれぞれ対応するように、第1の流体の入口マニホールド孔(図示せず)、第1の流体の出口マニホールド孔(図示せず)、第2の流体の入口マニホールド孔(図示せず)、第2の流体の出口マニホールド孔(図示せず)が形成されている。
The first and
And a first fluid outlet manifold hole. On the front surface (inner surface) of the
そして、全ての全熱交換セル202における疑似MEA243、第1のセパレータ210、及び第2のセパレータ220の、第1の流体の入口マニホールド孔、第1の流体の出口マニホールド孔、第2の流体の入口マニホールド孔、第2の流体の出口マニホールド孔が、それぞれ繋がって、第1の流体供給マニホールド204、第1の流体排出マニホールド207、第2の流体供給マニホールド205、第2の流体排出マニホールド206が、それぞれ形成されている。なお、第1のセパレータ210と第2のセパレータ220とを1つのセパレータで構成してもよい。
The
そして、アノード側全熱交換器117は、この全熱交換セルスタック301で構成される第1の全熱交換セルスタック301Aと、一般的な熱交換器で構成されるアノード側対冷却水熱交換器303Aとを有している。
The anode-side
第1の全熱交換セルスタック301Aでは、第1の流体供給マニホールド204、第1の流体流路217、及び第1の流体排出マニホールド207がアノード側全熱交換器117の供給側燃料ガス流路117aの上流側部分を構成し、第2の流体供給マニホールド206、第2の流体流路228、及び第2の流体排出マニホールド205がアノード側全熱交換器117の排出側燃料ガス流路117bを構成している。また、第1の流体供給配管251が燃料ガス供給流路109の燃料ガス供給装置102側の部分109aを構成しており、第1の流体排出配管252は以下に述べる第2の全熱交換セルスタック301Bの第1の流体供給マニホールド204の入口に接続されている。また、第2の流体供給配管254が燃料ガス排出流路110の燃料電池101側の部分110aを構成し、第2の流体排出配管253が燃料ガス排出流路110の大気側の部分110bを構成している。
In the first total heat
また、アノード側対冷却水熱交換器303Aにおいては、周知の構成により、冷却水と燃料ガスの間で熱交換可能となっている。
Further, in the anode side cooling
このように構成されたアノード側全熱交換器117では、第1の全熱交換セルスタック301Aにおいて、第1の流体マニホールド204に燃料電池101に供給される燃料ガス(以下、供給燃料ガスという)が供給され、第2の流体マニホールド206に燃料電池101から排出された燃料ガス(以下、排出燃料ガスという)が供給される。そして、各全熱交換セル202において、第1の流体流路217を流れる供給燃料ガスと第2の流体流路228を流れる排出燃料ガスとが高分子電解質膜41を介して全熱交換(熱と水分との双方の交換)をし、それにより、供給燃料ガスが排出燃料ガスによって加湿及び加熱される。そして、アノード側対冷却水熱交換器303Aにおいて、内部を流れる供給燃料ガスと排出冷却水とが水分を交換せず、単に熱のみを交換し、それにより、第1の全熱交換スタック301Aで全熱交換された供給燃料ガスが燃料電池101を通過して昇温した排出冷却水によってさらに加熱される。そして、このように加湿及び加熱された供給燃料ガスが燃料電池101に供給される。
In the anode-side
次に、カソード側全熱交換器118の構成を説明する。カソード側全熱交換器118はアノード側全熱交換器117のアノード側対冷却水熱交換器303Aを全熱交換セルスタック301で構成される第4の全熱交換セルスタック301Dに置き換えた構成を有している。すなわち、カソード側全熱交換器118は、図8及び図9に示された全熱交換セルスタック301で構成される第3の全熱交換セルスタック301Cと第4の全熱交換セルスタック301Dとを有している。そして、第3の全熱交換セルスタック301Cにおいて、第1の流体供給配管251が酸化剤ガス供給流路107の酸化剤ガス供給装置103側の部分107aを構成しており、第1の流体供給マニホールド204、第1の流体流路217、及び第1の流体排出マニホールド207がカソード側全熱交換器118の供給側酸化剤ガス流路118aの上流側を構成し、第1の流体排出配管252は第4の全熱交換セルスタック301Dの第1の流体供給マニホールド204の入口に接続されている。また、第2の流体供給配管254が酸化剤ガス排出流路111の燃料電池101側の部分111aを構成し、第2の流体供給マニホールド206、第2の流体流路228、及び第2の流体排出マニホールド205がカソード側全熱交換器118の排出側酸化剤ガス流路118bを構成し、第2の流体排出配管254が酸化剤ガス排出流路111の大気側の部分111bを構成している。
Next, the configuration of the cathode side
また、第4の全熱交換セルスタック301Dにおいては、第1の流体供給マニホールド204、第1の流体流路217、及び第1の流体排出マニホールド207がカソード側全熱交換器118の供給側酸化剤ガス流路118aの下流側部分を構成し、第2の流体供給マニホールド206、第2の流体流路228、及び第2の流体排出マニホールド205がカソード側全熱交換器118の冷却水流路118cを構成している。また、第1の流体供給配管251が第3の全熱交換セルスタック301Cの第1の流体排出配管252を構成しており、第1の流体排出配管252は酸化剤ガス供給流路107の燃料電池101側の部分107bを構成している。また、第2の流体供給配管254が冷却水循環流路112の分流路112bの燃料電池101側の部分を構成し、第2の流体排出配管253が冷却水循環流路112の分流路112aの放熱装置105側の部分を構成している。
Further, in the fourth total heat
このように構成されたカソード側全熱交換器118では、第1の全熱交換セルスタック301Cにおいて、第1の流体マニホールド204に燃料電池101に供給される酸化剤ガス(以下、供給酸化剤ガスという)が供給され、第2の流体マニホールド206に燃料電池101から排出された酸化剤ガス(以下、排出酸化剤ガスという)が供給される。そして、各全熱交換セル202において、第1の流体流路217を流れる供給酸化剤ガスと第2の流体流路228を流れる排出酸化剤ガスとが高分子電解質膜41を介して全熱交換をし、それにより、供給酸化剤ガスが排出酸化剤ガスによって加湿及び加熱される。そして、第4の全熱交換セルスタック301Dにおいて、第1の流体マニホールド204に第3の全熱交換スタックで全熱交換された供給酸化剤ガスが供給され、第2の流体マニホールド206に燃料電池101から排出された排出冷却水が供給される。そして、各全熱交換セル202において、第1の流体流路217を流れる供給酸化剤ガスと第2の流体流路228を流れる排出冷却水とが高分子電解質膜41を介して全熱交換をし、それにより、第3の全熱交換スタックで全熱交換された供給酸化剤ガスが燃料電池101を通過して昇温した排出冷却水によってさらに加湿及び加熱される。そして、このように加湿及び加熱された供給酸化剤ガスが燃料電池101に供給される。
In the cathode-side
なお、以下の説明では、供給燃料ガスと供給酸化剤ガスとを供給反応ガスと総称し、排出燃料ガスと排出酸化剤ガスとを排出反応ガスと総称する場合がある。 In the following description, the supply fuel gas and the supply oxidant gas may be collectively referred to as supply reaction gas, and the exhaust fuel gas and the discharge oxidant gas may be collectively referred to as discharge reaction gas.
図1乃至図3において、反応ガスが、燃料電池101の温度に対してその相対湿度が100%(正確には次に述べる露点換算温度)となるように加湿して燃料電池101に供給される。ここで、本明細書においては、反応ガスの全水分量を露点に換算した温度を「露点換算温度」という。このような概念を導入したのは、反応ガスの相対湿度が100%の状態を超えて反応ガス中に水分がミストの状態で存在する状態をも含めて反応ガスと共に存在する全水分量を定義するためである。また、本明細書においては、反応ガス中に熱力学的に液状水(結露水)が存在し得る状態を「過加湿」の状態といい、反応ガスの相対湿度が100%でかつその中に熱力学的に液状水が存在し得ない状態を「フル加湿」の状態という。前述のように反応ガスを加湿することにより、燃料電池101の内部の、発電のための電気化学反応(以下、発電反応という)が起こる領域が、その全領域に渡って、相対湿度が100%以上に加湿された(フル加湿又は過加湿された)雰囲気に保たれる。これにより、高分子電解質膜41並びにアノード42B及びカソード42A中に含まれる高分子電解質の化学的劣化が防止されて、燃料電池101の耐久性が向上する。また、燃料電高分子電解質膜には、パーフルオロカーボンスルホン酸系の材料が使われている。この高分子電解質膜は水分を含んだ状態でイオン伝導性を発現するため、燃料電池101の内部の発電反応が起こる領域を、その全域に渡って、フル加湿又は過加湿となるように加湿された雰囲気を保つための運転方法を、燃料電池発電システム100の効率を低下させない方法で実現する。
1 to 3, the reaction gas is supplied to the
そこで、本発明者らは、基本的に図1乃至図7に示す構成を有し、温度測定用に特別に加工したセパレータを用いた燃料電池を作製して動作させ、実際に発電反応が起こる領域の温度分布を測定した。但し、燃料ガス及び酸化剤ガスは、全熱交換器ではなく、バブラーを用いて加湿した。ここで「発電反応が起こる領域」(以下、「発電領域」と呼ぶ場合がある)とは、アノード42b及びカソード42Aをいう。
Accordingly, the present inventors basically have a configuration shown in FIGS. 1 to 7 and manufacture and operate a fuel cell using a separator specially processed for temperature measurement, and a power generation reaction actually occurs. The temperature distribution in the area was measured. However, the fuel gas and the oxidant gas were humidified using a bubbler instead of a total heat exchanger. Here, the “region where the power generation reaction occurs” (hereinafter sometimes referred to as “power generation region”) refers to the anode 42b and the
図10はセルスタックの温度分布を測定するために用いたセパレータの構造を示す模式図である。図10において、カソード側セパレータ10及びアノード側セパレータ20はセルの厚み方向から見て透視的に描かれている。また、セパレータ10、20の各流路17、19、28、29は、複数の流路を一本の線で代表するようにして示されている。
FIG. 10 is a schematic diagram showing the structure of the separator used for measuring the temperature distribution of the cell stack. In FIG. 10, the
図10に示すように、このカソード側セパレータ10及びアノード側セパレータ20には主面に平行に細孔200が形成されている。この細孔200は、各セパレータ10、20の端面からその中心部に向かって延びるように、あるいは一方の端面から反対の端面に中心を通って斜めにセパレータ10、20を貫通するように形成されている。この細孔200に熱電対を適当な深さに挿入することにより、各セパレータ10、20の5つの位置A〜Dの温度が測定された。測定位置Cは各セパレータ10、20の平面視における中心である。測定位置A、B、D、Eは、それぞれ、平面視において、各セパレータ10、20のカソード42A及びアノード42Bに重なる領域の、酸化剤ガスの入口マニホールド孔11に近い位置、燃料ガスの入口マニホールド孔12に近い位置、酸化剤ガスの出口マニホールド孔13に近い位置、燃料ガスの出口マニホールド孔14に近い位置である。また、測定位置A〜Eは、セパレータ10、20の平面視において、冷却水流路19、29に沿って、その上流から下流に向けてこの順に位置している。
As shown in FIG. 10,
この温度分布測定の結果、本発明者らは、以下の事実を発見した。 As a result of the temperature distribution measurement, the present inventors have found the following facts.
図11は1セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の一測定例を示すグラフである。図11において、横軸はセル番号を示し、縦軸はセルスタックの温度を示す。また、黒丸印のプロットは図10に示すセパレータ10、20の測定位置Aにおける温度を、黒の菱形印のプロットは図10に示すセパレータ10、20の測定位置Bにおける温度を、黒の四角印のプロットは図10に示すセパレータ10、20の測定位置Cにおける温度を、黒の三角印のプロットは図10に示すセパレータ10、20の測定位置Dにおける温度を、白の菱形印のプロットは図10に示すセパレータ10、20の測定位置Eにおける温度を示す。セル番号は、セルスタック1への冷却水の入り口(図2の端板3Aの貫通孔の外側開口)401に近いセル2から順に付与されている。図11の測定例(後述する図21の実験番号1)では、セルスタック1のセル数は40である。
FIG. 11 is a graph showing a measurement example of the temperature distribution of the cell stack when cooling is performed for each cell. In FIG. 11, the horizontal axis indicates the cell number, and the vertical axis indicates the temperature of the cell stack. Also, the black circles indicate the temperature at the measurement position A of the
図11を参照すると、セル2においては、冷却水流路19、29に沿ってかつ下流に向かって高くなるように温度が分布している。これは当然のことである。一方、この温度測定においては、セルスタック1への冷却水の入口401において60℃となるように温度を制御して冷却水がセルスタック1に供給されているので、冷却水がその入口401からセルスタック1へ流入して入口401に一番近いセル2(セル番号1)の発電反応が起こる領域(アノード42B及びカソード42A)(正確には当該領域のセパレータ10、20を挟んで対向する領域)に到達するまでに既に約1℃温度上昇していることになる。また、セル2間においては、セル番号が大きくなるほどセル2の温度が高くなっている。すなわち、セルスタック1への冷却水の入口401から遠くなるに連れてセル2の温度が高くなっている。セルスタック1への冷却水の入口401に一番近いセル2(セル番号1)と二番目に遠いセル2(セル番号39)との温度差(以下、セルスタック両端間温度差という)は約1℃であった。これらの現象は、本発明者らにとって予想外の現象であり、新しい知見であった。
Referring to FIG. 11, in the
図2、図3、及び図10を参照すると、冷却水は、セルスタック1に供給された後、まず冷却水供給マニホールド8で、所定数のセル毎(ここでは1セル毎)に設けられた冷却水流路19、29に分配され、冷却水流路19、29を流れた後、冷却水排出マニホールド9に集まり、冷却水排出マニホールド9からセルスタック1の外部に排出される。この過程において、セルスタック1に入った冷却水は、一旦、冷却水供給マニホールド8に流入し、冷却水供給マニホールド8を流れる間に燃料電池101(セルスタック1)と熱交換するため、各セル2に冷却水が到達した時点で、スタック1への入口401における温度より温度が高くなっているものと考えられる。また、冷却水供給マニホールド8の内部においても、セルスタック1の積層方向において冷却水の上流側と下流側とが存在し、冷却水が冷却水供給マニホールド8内を上流から下流に流れる間にセルスタック1との熱交換が行なわれ、その結果、セルスタック1の、冷却水供給マニホールド8の上流端近傍部分に対し、セルスタック1の、冷却水供給マニホールド8の下流端近傍部分の方が高温になっているものと考えられる。なお、図11において、セルスタック1の両端が他の部分より温度が低くなっているのは、端板の放熱によるものである。これは、後述する図12においても同様である。
Referring to FIGS. 2, 3, and 10, after the cooling water is supplied to the
以上の現象は、冷却水のセルスタック1への入口における温度(以下、冷却水入口温度という)と、セルスタック1に供給される反応ガスの露点換算温度とが同じである場合、発電反応が起こる領域ではセルスタック1の温度が冷却水入口温度より1℃程度以上高くなるため、反応ガスは露点に換算して1℃程度は乾燥状態になることを意味している。従って、実際には、反応ガスの露点換算温度を冷却水入口温度より少なくとも1℃高くして反応ガスを供給しなければ、セルスタック1内の発電反応が起こる全ての領域を、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことができない。また、セル2間の温度差を考慮すると、反応ガスの露点換算温度を冷却水入口温度より少なくとも2℃高くして該反応ガスを供給することがさらに好ましく、さもなければ、セルスタック1の発電反応が起こる全ての領域を、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことができない。但し、このセルスタック両端間温度差は、セルスタック1のセル数Nによって変化するので、これを考慮すると、反応ガスのセルスタック1への入口における露点換算温度(以下、入口露点換算温度といい、T1で表す)T1を冷却水入口温度(以下、T2で表す)より(1℃+0.02℃×(N―1))以上高くすることが好ましい。これについては、後で詳しく説明する。
When the temperature at the inlet to the cooling water cell stack 1 (hereinafter referred to as the cooling water inlet temperature) and the dew point conversion temperature of the reaction gas supplied to the
ところで、アノードでは発電反応によって燃料ガスが消費されるため、燃料ガス流路28の上流ほど燃料ガスの全体量に対する水分量の割合(以下、燃料ガスの水分含有割合という)が少なく、下流ほど燃料ガスの水分含有割合が多くなる。つまり、燃料ガスの露点換算温度は燃料ガス流路28において上流から下流に向けて高くなる。一方、カソードでも、発電反応によって水が生成するため、酸化剤ガス流路17の上流ほど酸化剤ガスの全体量に対する水分量の割合(以下、酸化剤ガスの水分含有割合という)が少なく、下流ほど酸化剤ガスの水分含有割合が多くなる。つまり、酸化剤ガスの露点換算温度は酸化剤ガス流路18において上流から下流に向けて高くなる。一方、冷却水は、冷却水入口から冷却水出口に向かって流れるほどセルスタック1との熱交換量が多くなるため、各セル2では、冷却水入口から冷却水出口に向かって高温になるように温度分布が形成される。
By the way, since fuel gas is consumed by the power generation reaction at the anode, the ratio of the moisture content to the total amount of the fuel gas (hereinafter referred to as the moisture content ratio of the fuel gas) is lower in the upstream of the fuel
そこで、各セル2(正確には各セパレータ10、20)において、反応ガス(燃料ガス及び酸化剤ガス)の全体量に対する水分量の割合(以下、反応ガスの水分含有割合という)が最も低い反応ガス流路17、28の最上流部と冷却水の温度が最も低い冷却水流路19、29の最上流部とをその厚み方向から見て概ね同じ位置に位置させ、かつ、反応ガス水分含有割合が最も高い反応ガス流路17、28の最下流部と冷却水の温度が最も高い冷却水流路19、29の最下流部とをその厚み方向から見て概ね同じ位置に位置させることにより、セル2の厚み方向から見て、冷却水流路19、29における最上流部及び最下流部が、それぞれ、反応ガス流路17、28における露点換算温度の最も低い部分及び露点換算温度の最も高い部分になる。その結果、各セル2において、その厚み方向から見て、概ね冷却水流路19、29の最上流端から冷却水流路19、29の最下流端に向かって温度が高くなるように温度勾配が形成される一方、反応ガスが、巨視的に(全体として)、冷却水流路19、29の最上流部から最下流部に向かって流れる。従って、反応ガスの流路17、28において、反応ガスの露点換算温度が温度と共に、概ね最上流から最下流に向かって高くなるように分布し、それにより、反応ガスの相対湿度がその流路17、28において概ね一定に保たれる。従って、反応ガスが、そのセル2(正確には各セパレータ10、20)への入口(入口マニホールド孔11、12)において、フル加湿又は過加湿の条件(露点換算温度がセルスタック1の温度より高いこと)を満たせば、その流路17、28の全長に渡ってフル加湿又は過加湿の条件を満たすこととなり、セルスタック1の発電反応が起こる全ての領域を、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことが可能となる。なお、上述の「反応ガス流路17、28の最上流部と冷却水流路19、29の最上流部とをセル2の厚み方向から見て概ね同じ位置に位置させ、かつ、反応ガス流路17、28の最下流部と冷却水流路19、29の最下流部とをセル2の厚み方向から見て概ね同じ位置に位置させる」構成を、本発明では「反応ガス温度上り勾配配置」という。
Therefore, in each cell 2 (precisely, each
また、本実施の形態のように、燃料電池101の排熱を利用して供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスを加湿及び加熱する場合、供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスの露点換算温度が冷却水のセルスタック1からの出口(図2の端板3Bの貫通孔の外側開口)402の温度(以下、冷却水出口温度という)よりも高くなるよう加湿及び加熱することは原理的に不可能であるが、上述のように構成すると、燃料電池101に供給すべき反応ガスの露点換算温度は、冷却水出口温度より低くて済むので、燃料電池101の排熱を利用して供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスを加湿及び加熱することが原理的に可能となる。
Further, when the supplied fuel gas and the supplied oxidant gas are humidified and heated using the exhaust heat of the
ただし、反応により生成する水の量は電流密度により決まり、セルスタック1の出口におけるドライガスベースの燃料ガス及び酸化剤ガスの流量は、燃料ガス利用率(Uf)および酸化剤ガス利用率(Uo)によって決まるため、(冷却水出口温度T3)−(冷却水入口温度T2)=ΔTとすると、電流密度、燃料ガス利用率、酸化剤ガス利用率によって、ΔTを何度以下にすれば電極(アノード42B及びカソード42A)面の全域(すなわち、発電反応が起こる領域の全ての領域)でフル加湿又は過加湿を実現できるかが算出される。実際には、アノード42Bとカソード42Aとの間では、反応によるプロトンの移動に同伴してアノード42B側からカソード42A側に水が移動する現象と、逆拡散と呼ばれる、生成水がカソード42A側からアノード42B側に移動する現象が同時に起こるため、電流密度と、燃料ガス利用率、酸化剤ガス利用率から算出されたアノード42Bおよびカソード42Aの全水分量の露点換算温度は、計算値から若干乖離する。
However, the amount of water produced by the reaction is determined by the current density, and the flow rates of the dry gas-based fuel gas and the oxidant gas at the outlet of the
そこで、冷却水入口温度を60℃に設定し、燃料ガス供給マニホールド5及び酸化剤ガス供給マニホールド4などにおける熱交換による温度上昇分を見込んで、燃料ガス及び酸化剤ガスを、共に、露点換算温度64℃、ガス温度64℃(相対湿度100%)で供給した場合に、燃料ガス及び酸化剤ガスのセルスタック1の出口における露点換算温度(以下、出口露点換算温度という)が何度になるかを測定した。その結果、水蒸気改質ガスを燃料ガスとし、電流密度が0.2A/cm2であり、燃料ガス利用率Ufが75%であり、酸化剤ガス利用率Uoが50%である場合、燃料ガス及び酸化剤ガスの出口露点換算温度は、計算上では、燃料ガスの出口露点換算温度が75.8℃、酸化剤ガスの出口露点換算温度が73.6℃となるのに対し、実測では、燃料ガスの出口露点換算温度が79℃、酸化剤ガスの出口露点換算温度が72.5℃となった。従って、ΔTを12.5℃以下にしなければ、電極面内で全面に渡ってフル加湿又は過加湿とすることが出来なくなることが判明した。
Therefore, the cooling water inlet temperature is set to 60 ° C., and the temperature rise due to heat exchange in the fuel
また、上述の燃料電池101において、電流密度が0.07A/cm2であり、燃料ガス利用率Ufが70%であり、かつ酸化剤ガス利用率Uoが45%である場合、燃料ガス及び酸化剤ガスの全水分量の出口露点換算温度は、計算では、燃料ガスが75.4℃、酸化剤ガスが73.1℃となるのに対して、実測では、燃料ガスが82℃、酸化剤ガスが71℃となった。従って、この場合には、ΔTを11℃以下にしなければ、電極面を全面に渡ってフル加湿又は過加湿とすることが出来なくなる。傾向としては、電流密度が大きくなるほど、燃料ガスの出口露点算温度と酸化剤ガスの出口露点算温度とが等しくなる方向に向かい、燃料ガスの出口露点換算温度と酸化剤ガスの出口露点換算温度との差が大きいほど、低い方の出口露点換算温度以下の温度に冷却水出口温度を押さえる必要があるため、ΔTを大きくすることが出来なくなる。そのため、燃料ガスの全水分量の出口露点換算温度と酸化剤ガスの全水分量の出口露点換算温度とが等しくなることが理想であることが判明した。
In the
また、上述の燃料電池101において、冷却水入口温度を66℃に設定し、燃料ガスおよび酸化剤ガスを共に露点換算温度70℃(相対湿度100%)で供給し、水蒸気改質ガスを燃料とし、電流密度が0.7A/cm2であり、燃料利用率Ufが75%であり、かつ酸化剤ガス利用率Uoが50%である場合、計算上の燃料ガス及び酸化剤ガスの全水分量の出口露点換算温度は、両者が等しくなるとした場合、約79℃となった。従って、この場合でもΔTを13℃以下にしなければ、電極面内を全面的にフル加湿又は過加湿とすることが出来なくなることが判明した。また、このとき酸化剤ガス利用率Uoを大きくすることによって出口露点換算温度を上昇させることが出来るが、上述の条件と同じ条件において、酸化剤ガス利用率Uoを60%とした場合には出口露点換算温度が約80℃となり、酸化剤ガス利用率Uoを70%とした場合でも、出口露点換算温度が約81℃となり、この場合でもΔTを15℃以下にする必要があることが判明した。
In the
本実施の形態のように、燃料電池発電システム100において燃料電池101の排熱を有効利用して反応ガスを加湿及び加熱して供給する場合、冷却水出口温度より高い露点換算温度に反応ガスを加湿及び加熱することは原理的に不可能なことから、上述の知見に基づいて冷却水入口温度より2℃以上高い露点換算温度を有する反応ガスを供給するためには、ΔTを出来るだけ大きくすることが反応ガスの加湿及び加熱のし易さの観点からは有利である。しかしながら、上述のように電極面内を全面に渡ってフル加湿又は過加湿とするためにはΔTに限界が存在し、実際の燃料電池発電システム100における温度制御の温度変動幅(例えば、プラスマイナス2℃)なども考慮して、いかなる場合も電極面を全面に渡ってフル加湿又は過加湿にするためには、現実的にはΔTを10℃程度以下に抑えることが望ましいことが判明した。 In the fuel cell power generation system 100, when the reaction gas is humidified and heated and supplied in the fuel cell power generation system 100 as in the present embodiment, the reaction gas is supplied to a dew point conversion temperature higher than the cooling water outlet temperature. Since it is impossible in principle to humidify and heat, ΔT should be made as large as possible in order to supply a reaction gas having a dew point conversion temperature that is 2 ° C. higher than the cooling water inlet temperature based on the above knowledge. This is advantageous from the viewpoint of humidification of the reaction gas and easiness of heating. However, as described above, there is a limit on ΔT in order to achieve full humidification or excessive humidification over the entire surface of the electrode, and the temperature fluctuation range of temperature control in the actual fuel cell power generation system 100 (for example, plus or minus) (2 ° C.) and the like, it has been found that in any case, in order to make the electrode surface full humidified or excessively humidified, it is practically desirable to suppress ΔT to about 10 ° C. or less.
また、燃料電池発電システム100において、燃料電池101の排熱を有効に利用して燃料電池101に供給される反応ガスを加湿及び加熱する場合、反応ガスの流路を上述の「反応ガス温度上り勾配配置」とし、さらに一定の条件(加湿及び加熱前の反応ガス温度、熱交換効率など)を満たすことにより、冷却水出口温度をT3とすると、T2≦T1≦T3となることが見いだされた。
Further, in the fuel cell power generation system 100, when the reaction gas supplied to the
ここで、反応ガスのセルスタック1からの出口における露点換算温度(以下、出口露点換算温度という)をT4とすると、反応ガスのセルスタック1の出口における温度はほぼ冷却水出口温度T3と等しくなるため、T4−T3に相当する水分は結露水として排出されている。そのため、供給反応ガスと排出反応ガスとの全熱交換のみによって、供給反応ガスを加湿及び加熱する場合、供給反応ガスの加湿及び加熱を効率的に行なうためには、結露水を蒸発させて加湿に用いるための潜熱に相当する熱が余分に必要となる。この場合、セルスタック1から排出される冷却水(排出冷却水)の保持する熱を、潜熱相当分の熱源として用いれば、より効率的に全熱交換が行えることを本発明者らは思いついた。
Here, assuming that the dew point converted temperature at the outlet of the reaction gas from the cell stack 1 (hereinafter referred to as outlet dew point converted temperature) is T4, the temperature of the reactive gas at the outlet of the
一方、このように排出冷却水の保持する熱を利用することなく、単に供給反応ガスと排出反応ガスとの全熱交換のみによって、供給反応ガスを加湿及び加熱すると(後述する実施の形態4に相当)、全熱交換器を大きくすれば効率は上がるが、実用的な範囲の全熱交換器の場合、熱交換可能な、冷却水の出口温度T3と反応ガスの入口露点換算温度T1との温度差(以下、熱交換可能温度差という)は、T3−T1≧4℃程度がほぼ限界であることが見いだされた。
On the other hand, when the supply reaction gas is humidified and heated only by total heat exchange between the supply reaction gas and the discharge reaction gas without using the heat retained in the discharge cooling water in this way (in
また、冷却流体が水の場合、供給反応ガスと排出冷却水とを直接全熱交換する(後述する実施の形態3に相当)ことも可能であるが、その場合でも、熱交換可能温度差は、T3−T1≧2℃程度が限界であることが見いだされた。
In addition, when the cooling fluid is water, it is possible to directly exchange the total amount of heat between the supplied reaction gas and the discharged cooling water (corresponding to
また、供給反応ガスと排出反応ガスとを全熱交換するとともに排出冷却水の保持する熱を潜熱相当分の熱源として利用して、供給反応ガスを加湿及び加熱する場合(本実施の形態2に相当)も、熱交換可能温度差は、T3−T1≧2℃程度が限界であることが見いだされた。 In addition, when the supply reaction gas and the exhaust reaction gas are subjected to total heat exchange and the heat retained in the exhaust cooling water is used as a heat source corresponding to the latent heat, the supply reaction gas is humidified and heated (in the second embodiment). It was also found that the limit of the heat exchangeable temperature difference is about T3−T1 ≧ 2 ° C.
また、供給反応ガスと排出反応ガスとを全熱交換によって加湿及び加熱し、さらにこの加湿及び加熱した供給反応ガスと排出冷却水とを全熱交換すれば(本実施の形態に相当)、熱交換可能温度差は、T3−T1≧1℃程度まで限界値を向上させることが可能であることが見いだされた。 Further, if the supply reaction gas and the exhaust reaction gas are humidified and heated by total heat exchange, and further this total heat exchange is performed between the humidified and heated supply reaction gas and the exhaust cooling water (corresponding to this embodiment), It has been found that the limit value of the exchangeable temperature difference can be improved to about T3−T1 ≧ 1 ° C.
従って、燃料電池101の排熱を有効に利用して燃料電池101に供給される反応ガスを加湿及び加熱する場合には、T2≦T1≦T3、T3−T2≦10℃、T1−T2≧2℃、T3−T1≧1℃の全ての運転条件を満足することが、好ましいことが判明した。
Therefore, when the reaction gas supplied to the
さらに、この知見を補足する。 In addition, this finding is supplemented.
反応ガスを燃料電池101の排熱を利用して加湿及び加熱する場合、燃料電池発電システムによって最適な方式を選択する必要がある。例えば、コージェネレーションシステムのようにできるだけ良質な熱を給湯システムなどに利用したい場合には、供給反応ガスと排出冷却水との単なる全熱交換により供給反応ガスを加湿及び加熱する方式では、冷却水の熱の質が悪化するため、供給反応ガスと排出反応ガスとを全熱交換するとともにこの全熱交換後の供給反応ガスを排出冷却水とさらに全熱交換する方式を選択することが望ましい。また、冷却媒体が水以外(例えば不凍液)である場合には、排出冷却媒体と供給反応ガスとを直接全熱交換することができないため、供給反応ガスと排出反応ガスとを全熱交換するとともにこの全熱交換後の供給反応ガスを排出冷却水とさらに単なる熱交換をする方式を選択することが望ましい。
When the reaction gas is humidified and heated using the exhaust heat of the
さらに、別途検討の結果、供給燃料ガスについては、供給燃料ガスが水蒸気改質ガスである場合のようにあらかじめある程度の水分を含んでいる場合には、基本的には排出燃料ガスとの全熱交換だけで充分ではあるが、場合によっては、全熱交換後の供給燃料ガスをさらに排出冷却水と単に熱交換して、排出冷却水の熱のみを潜熱分として有効利用することによって、より高い露点換算温度の燃料ガスを供給することが可能となることが見いだされた。 Furthermore, as a result of separate investigations, if the supplied fuel gas contains a certain amount of moisture in advance, as in the case where the supplied fuel gas is a steam reformed gas, basically the total heat with the exhausted fuel gas Although only replacement is sufficient, in some cases, it is higher by simply exchanging the supplied fuel gas after total heat exchange with the exhaust cooling water and effectively using only the heat of the exhaust cooling water as latent heat. It has been found that fuel gas having a dew point conversion temperature can be supplied.
次に、別の観点による知見について説明する。 Next, knowledge from another viewpoint will be described.
発電反応が起こる全域で、フル加湿又は過加湿の雰囲気を保つと、フラッディングが発生する恐れが大きくなる。そこで、反応ガスが重力に逆らわずに流れるようにその流路を形成することにより、生成水や結露水の排出に重力を効果的に利用することができ、その結果、フラッディングを抑制することが可能であることが判明した。 If a fully humidified or overhumidified atmosphere is maintained throughout the power generation reaction, flooding is more likely to occur. Therefore, by forming the flow path so that the reaction gas flows without going against gravity, the gravity can be effectively used to discharge generated water and condensed water, and as a result, flooding can be suppressed. It turned out to be possible.
また、高分子電解質膜41のガラス転移温度が約90℃であることから、高分子電解質膜41の耐久性、耐クリープ性などを考慮すると冷却水出口温度T3は90℃以下であることが望ましく、また、耐久試験結果から冷却水出口温度T3は80℃以下であることがさらに望ましいことが判明した。
In addition, since the glass transition temperature of the
また、燃料電池発電システム100を家庭用コージェネシステムとして用いる場合には、
供給反応ガスを加熱する熱源は高温であるほど望ましいが、耐久性、特に高分子電解質膜41の耐久性劣化の観点からは0℃以上でかつできる限り低温であることが望ましい。また、コージェネレーションシステムを給湯システムとして熱利用する場合には、貯湯タンク内におけるレジオネラ菌などの繁殖を防止する観点から、貯湯温度は60℃以上であることが望ましい。また、給湯水を冷却水と熱交換することによって60℃の貯湯温度を得るためには、冷却水が約63℃であることが必要であるが、この冷却水は反応ガスと全熱交換又は熱交換して降温しているので、冷却水出口温度T3にはさらに約3℃の高いことが必要であり、このことから冷却水出口温度T3は66℃以上であることが望ましい。
When the fuel cell power generation system 100 is used as a home cogeneration system,
The higher the temperature of the heat source for heating the supplied reaction gas, the better. However, from the viewpoint of durability, particularly deterioration in durability of the
さらに、燃料ガスとして水蒸気改質ガスを用いる場合には、アノードの触媒の耐CO被毒特性の観点から、燃料ガスの露点換算温度T1は50℃以上であることが望ましい。 Furthermore, when steam reformed gas is used as the fuel gas, the dew point converted temperature T1 of the fuel gas is preferably 50 ° C. or higher from the viewpoint of the CO poisoning resistance of the anode catalyst.
以上の知見は1セル毎に冷却する場合についてのものであるが、発明者らは2セル毎に冷却する場合についても別途検討した。 Although the above knowledge is about the case where it cools for every 1 cell, the inventors examined separately also about the case where it cools for every 2 cells.
図12は2セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の一測定例を示すグラフである。図12において、横軸はセル番号を示し、縦軸はセルスタックの温度を示す。セルスタックの温度測定は上述の1セル毎に冷却する場合と同様に行った。この検討の結果、2セル毎に冷却する場合には、電流密度が0.1A/cm2〜0.3A/cm2程度ではセルスタック両端温度差は2℃程度であったが、0.3A/cm2以上の電流密度では、さらに温度分布が大きくなり、0.5A/cm2で図12に示すように、約4℃、1.0A/cm2では約6℃の積層方向での温度分布が発生することが判明した。このため、0.1A/cm2〜0.3A/cm2程度の電流密度の範囲で燃料電池101を使用したとしても、2セル毎冷却とすると、冷却流体入口温度に対して、約4℃以上高い露点換算温度の供給ガスを供給しなければ、発電反応が起こる領域の全域をフル加湿又は過加湿の雰囲気に維持することができないことが判明した。なお、セルスタック両端間温度差は、セルスタック1のセル数Nによって変化するので、これを考慮すると、反応ガスの露点換算温度T1を冷却水入口温度より(3℃+0.02℃×(N―1))以上高くすることが好ましい。これについては、以下に詳しく説明する。
<反応ガスの好ましい露点換算温度T1に関する検討>
まず、1セル毎に冷却する場合について検討する。
FIG. 12 is a graph showing a measurement example of the temperature distribution of the cell stack when cooling is performed every two cells. In FIG. 12, the horizontal axis indicates the cell number, and the vertical axis indicates the temperature of the cell stack. The temperature measurement of the cell stack was performed in the same manner as in the case of cooling each cell described above. The results of this study, in the case of cooling in every two cells, the cell stack across a temperature difference is 2 ~0.3A / cm 2 about current density 0.1 A / cm is was about 2 ° C., 0.3 A the / cm 2 or more current density, further temperature distribution becomes large, as shown in FIG. 12 at 0.5A / cm 2, the temperature in the laminating direction of about 4 ° C., 1.0A / cm 2 at about 6 ° C. A distribution was found to occur. Therefore, even when using a
<Study on the preferable dew point conversion temperature T1 of the reaction gas>
First, consider the case of cooling for each cell.
上記では、1セル毎に冷却する場合には、露点換算温度T1は冷却水入口温度T2+(1℃+0.02℃×(N―1))以上であることが好ましいと述べたが、これについてデータを補充して詳しく検討する。 In the above description, when cooling is performed for each cell, the dew point converted temperature T1 is preferably equal to or higher than the cooling water inlet temperature T2 + (1 ° C. + 0.02 ° C. × (N−1)). Replenish data and consider in detail.
図14は1セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。 FIG. 14 is a graph showing another measurement example of the temperature distribution of the cell stack when cooling is performed for each cell.
図14の測定例は、セルスタック1のセル数が66である以外は図11の測定例と同様である。なお、セルスタック1の中ほどのセルの温度が示されていないが、これは、当該セルの温度がセルスタック1の両端部のセルの温度と同様の傾向を示すので、測定を省略したものである。
The measurement example in FIG. 14 is the same as the measurement example in FIG. 11 except that the number of cells in the
これらの測定例における測定条件(実験条件)は、以下の通りである。 Measurement conditions (experimental conditions) in these measurement examples are as follows.
これらの測定例においては、冷却水入口温度T2は60℃、冷却水出口温度T3は68℃、冷却水入口温度T2と冷却水出口温度T3との差ΔTは8℃である。 In these measurement examples, the cooling water inlet temperature T2 is 60 ° C., the cooling water outlet temperature T3 is 68 ° C., and the difference ΔT between the cooling water inlet temperature T2 and the cooling water outlet temperature T3 is 8 ° C.
また、燃料ガスの利用率Ufは75%、酸化剤ガスの利用率Uoは40%である。 The fuel gas utilization rate Uf is 75%, and the oxidant gas utilization rate Uo is 40%.
また、酸化剤ガス流路17の各流路(流路溝)の相当直径は0.99mmであり、燃料ガス流路28の各流路(流路溝)の相当直径は0.99mmである。
Further, the equivalent diameter of each flow path (flow path groove) of the oxidant
燃料ガスの流路出口における流速は4.4m/s、酸化剤ガスの流路出口における流速は4.5m/sである。 The flow rate of the fuel gas at the channel outlet is 4.4 m / s, and the flow rate of the oxidant gas at the channel outlet is 4.5 m / s.
酸化剤ガス流路17における圧力損失は4kPa、燃料ガス流路28における圧力損失は6kPaである。
The pressure loss in the
次に、露点換算温度T1が満たすべき条件式について検討する。 Next, a conditional expression to be satisfied by the dew point converted temperature T1 will be examined.
図11及び図14において、測定位置A及び測定位置Bにおける温度(単位℃)Tは、冷却水入口温度T2(これらの測定例では60℃)を基準とすると、セル数Nに関して、
T=X℃+Y℃×(N―1)という直線で近似することができる。
11 and 14, the temperature (unit: ° C.) T at the measurement position A and the measurement position B is based on the cooling water inlet temperature T2 (60 ° C. in these measurement examples).
It can be approximated by a straight line of T = X ° C. + Y ° C. × (N−1).
さらに、セルスタック両端間温度差は、冷却水出口温度T3と冷却水入口温度T2との差ΔTに比例し、かつこれらの測定例では、ΔT=8℃であるので、これを考慮すると、
T=X℃+Y℃×(N―1)×ΔT/8℃という直線で近似することができる。
Further, the temperature difference between both ends of the cell stack is proportional to the difference ΔT between the cooling water outlet temperature T3 and the cooling water inlet temperature T2, and in these measurement examples, ΔT = 8 ° C.
It can be approximated by a straight line of T = X ° C. + Y ° C. × (N−1) × ΔT / 8 ° C.
よって、露点換算温度T1が満たすべき条件式は、
T1≧T2+(X℃+Y℃×(N―1)×ΔT/8℃)となる。
Therefore, the conditional expression that the dew point conversion temperature T1 should satisfy is
T1 ≧ T2 + (X ° C. + Y ° C. × (N−1) × ΔT / 8 ° C.).
この直線近似式は、測定データを統計的に処理することにより得ることができる。この統計的手法として、例えば、回帰法、最小自乗法等が挙げられる。ここでは、最小自乗法により処理した。 This linear approximation formula can be obtained by statistically processing the measurement data. Examples of the statistical method include a regression method and a least square method. Here, processing was performed by the method of least squares.
そして、この条件式における定数X及び係数Yの数値を図11及び図14の測定例から求めた。 And the numerical value of the constant X and the coefficient Y in this conditional expression was calculated | required from the measurement example of FIG.11 and FIG.14.
図21は1セル毎に冷却した場合における露点換算温度T1が満たすべき条件式の定数X及び係数Yの数値を電流密度とともに示す表である。 FIG. 21 is a table showing the numerical values of the constant X and the coefficient Y of the conditional expression to be satisfied by the dew point converted temperature T1 when cooling is performed for each cell together with the current density.
図21において、「カソード」は、定数X及び係数Yが測定位置Aにおける測定データについてのものであることを表し、「アノード」は、定数X及び係数Yが測定位置Bにおける測定データについてのものであることを表している。測定位置Aは酸化剤ガス流路の入り口部分に相当する位置であり、測定位置Bは燃料ガス流路の入り口部分に相当する位置である。そして、本実施の形態(本測定例)では、セル2の積層方向から見て、セルスタック1の上半分(一方の半分)の周縁部に、酸化剤ガス供給マニホ−ルド4、燃料ガス供給マニホ−ルド5、及び冷却流体供給マニホ−ルド8が形成され、かつセルスタック1の下半分(他方の半分)の周縁部に、酸化剤ガス排出マニホールド7、燃料ガス排出マニホ−ルド6、及び冷却流体排出マニホ−ルド9が形成されている。そして、冷却流体供給マニホールド8に対し、燃料ガス供給マニホ−ルド5及び酸化剤ガス供給マニホ−ルド4のうち酸化剤ガス供給マニホ−ルド4の方が近く、燃料ガス供給マニホ−ルド5の方が遠く配置されている(図2参照)。このため、酸化剤ガス流路の入り口部分に相当する測定位置Aの温度が、燃料ガス流路の入り口部分に相当する測定位置Bの温度より高くなっている。従って、このように両者を区別して、定数X及び係数Yの数値を求めることにより、酸化剤ガス及び燃料ガスの各々について、露点換算温度T1が満たすべき条件式を適切に設定することができる。
In FIG. 21, “cathode” indicates that constant X and coefficient Y are for measurement data at measurement position A, and “anode” is for constant X and coefficient Y for measurement data at measurement position B. It represents that. The measurement position A is a position corresponding to the entrance portion of the oxidant gas flow path, and the measurement position B is a position corresponding to the entrance portion of the fuel gas flow path. In this embodiment (this measurement example), the oxidant
これらの測定例では、酸化剤ガス(カソード)について、Xが1.0〜1.5の範囲の数値であり、Yが0.02〜0.027の範囲の数値であり、燃料ガス(アノード)について、Xが2.0〜2.5であり、Yが0.02〜0.023である。従って、反応ガス(酸化剤ガス又は燃料ガス)については、Xが1.0〜2.5の範囲の数値であり、Yが0.02〜0.027の範囲の数値である。 In these measurement examples, for the oxidant gas (cathode), X is a numerical value in the range of 1.0 to 1.5, Y is a numerical value in the range of 0.02 to 0.027, and fuel gas (anode ), X is 2.0 to 2.5, and Y is 0.02 to 0.023. Therefore, for the reaction gas (oxidant gas or fuel gas), X is a numerical value in the range of 1.0 to 2.5, and Y is a numerical value in the range of 0.02 to 0.027.
これらの測定例では、2つの測定例における電流密度が共に0.160A/cm2(定格)であるので、定数X及び係数Yの電流密度への依存性については確認することができなかった。なお、定数X及び係数Yのセル数Nへの依存性は理論上も測定データ上も存在しないと考えられる。これは後述する2セル毎に冷却する場合においても同様であると考えられる。 In these measurement examples, since the current densities in the two measurement examples are both 0.160 A / cm 2 (rated), the dependency of the constant X and the coefficient Y on the current density could not be confirmed. It should be noted that the dependence of the constant X and the coefficient Y on the number N of cells does not exist theoretically or in measured data. This is considered to be the same when cooling every two cells described later.
次に、2セル毎に冷却する場合について検討する。 Next, consider the case of cooling every two cells.
上記では、2セル毎に冷却する場合には、露点換算温度T1は冷却水入口温度T2+(3℃+0.02℃×(N―1))以上であることが好ましいと述べたが、これについてデータを補充して詳しく検討する。 In the above description, when cooling every two cells, the dew point converted temperature T1 is preferably equal to or higher than the cooling water inlet temperature T2 + (3 ° C. + 0.02 ° C. × (N−1)). Replenish data and consider in detail.
図15乃至図20は2セル毎に冷却した場合におけるセルスタックの温度分布の他の測定例を示すグラフである。 15 to 20 are graphs showing other measurement examples of the temperature distribution of the cell stack when cooling is performed every two cells.
図15乃至図20は、それぞれ、電流密度が0.300A/cm2である場合、電流密度が0.250A/cm2である場合、電流密度が0.160A/cm2(定格)である場合、電流密度が0.116A/cm2である場合、電流密度が0.078A/cm2である場合、及び電流密度が0.050A/cm2である場合の測定例を示す。 15 through 20, respectively, when the current density is 0.300A / cm 2, when the current density is 0.250A / cm 2, when the current density is 0.160A / cm 2 (nominal) If the current density is 0.116A / cm 2, when the current density is 0.078A / cm 2, and the current density showing a measurement example of a case where 0.050A / cm 2.
これらの測定例は、いずれも、セルスタック1のセル数が54である以外は図12の測定例と同様である。なお、セルスタック1の中ほどのセルの温度が示されていないが、これは、当該セルの温度がセルスタック1の両端部のセルの温度と同様の傾向を示すので、測定を省略したものである。
Each of these measurement examples is the same as the measurement example of FIG. 12 except that the number of cells in the
但し、これらの測定例では、セル番号は、セルスタック1への冷却水の出口(図2の端板3Bの貫通孔の外側開口)402に近いセル2から順に付与されている(図12の測定例と反対である)。また、図15乃至図20における各プロットの表記が図12における各プロットの表記と異なっている。すなわち、図15乃至図20においては、黒の菱形印のプロットは図10に示すセパレータ10,20の測定位置Aにおける温度を、黒の四角印のプロットは図10に示すセパレータ10,20の測定位置Bにおける温度を、黒の△印のプロットは図10に示すセパレータ10,20の測定位置Cにおける温度を、黒丸印のプロットは図10に示すセパレータ10,20の測定位置Dにおける温度を、白の菱形印のプロットは図10に示すセパレータ10,20の測定位置Eにおける温度を示す。
However, in these measurement examples, the cell numbers are given in order from the
これらの測定例における測定条件(実験条件)は、以下の通りである。 Measurement conditions (experimental conditions) in these measurement examples are as follows.
いずれの測定例においても、冷却水入口温度T2は60℃、冷却水出口温度T3は68℃、冷却水入口温度T2と冷却水出口温度T3との差ΔTは8℃である。 In any measurement example, the cooling water inlet temperature T2 is 60 ° C., the cooling water outlet temperature T3 is 68 ° C., and the difference ΔT between the cooling water inlet temperature T2 and the cooling water outlet temperature T3 is 8 ° C.
図15乃至図17の測定例では、燃料ガスの利用率Ufは72.5%、酸化剤ガスの利用率Uoは52.5%である。図18の測定例では、燃料ガスの利用率Ufは72.5%、酸化剤ガスの利用率Uoは47.5%である。図19の測定例では、燃料ガスの利用率Ufは67.5%、酸化剤ガスの利用率Uoは42.5%である。図20の測定例では、燃料ガスの利用率Ufは67.5%、酸化剤ガスの利用率Uoは42.5%である。 15 to 17, the fuel gas utilization rate Uf is 72.5%, and the oxidant gas utilization rate Uo is 52.5%. In the measurement example of FIG. 18, the fuel gas utilization rate Uf is 72.5%, and the oxidant gas utilization rate Uo is 47.5%. In the measurement example of FIG. 19, the utilization factor Uf of the fuel gas is 67.5%, and the utilization factor Uo of the oxidant gas is 42.5%. In the measurement example of FIG. 20, the fuel gas utilization rate Uf is 67.5%, and the oxidant gas utilization rate Uo is 42.5%.
いずれの測定例においても、酸化剤ガス流路17の各流路(流路溝)の相当直径は0.99mmであり、燃料ガス流路28の各流路(流路溝)の相当直径は0.99mmである。
In any measurement example, the equivalent diameter of each channel (channel groove) of the
図17の測定例では、燃料ガスの流路入口における流速は4.4m/s、燃料ガスの流路出口における流速は2.2m/s、酸化剤ガスの流路入口における流速は4.26m/s、酸化剤ガスの流路出口における流速は4.15m/sである。また、図15の測定例では、燃料ガスの流路出口における流速は4.1m/s、酸化剤ガスの流路出口における流速は7.7m/sである。なお、図15の測定例における燃料ガスの流路入口における流速及び酸化剤ガスの流路入口における流速、並びに、図16、図18、図19、及び図20の測定例における燃料ガスの流路入口における流速、燃料ガスの流路出口における流速、酸化剤ガスの流路入口における流速、及び酸化剤ガスの流路出口における流速は、各測定例における燃料ガス利用率Uf及び酸化剤ガス利用率Uo並びに電流密度と、図17の測定例における各ガス流速とから計算可能であるので、ここでは記載を省略する。なお、図15乃至図20の測定例における電流密度は図22に示すとおりである。 In the measurement example of FIG. 17, the flow velocity at the fuel gas flow passage inlet is 4.4 m / s, the flow velocity at the fuel gas flow passage outlet is 2.2 m / s, and the flow velocity at the oxidant gas flow passage inlet is 4.26 m. / S, the flow velocity at the outlet of the oxidizing gas channel is 4.15 m / s. In the measurement example of FIG. 15, the flow velocity at the outlet of the fuel gas channel is 4.1 m / s, and the flow velocity at the outlet of the oxidant gas is 7.7 m / s. Note that the flow rate at the fuel gas flow channel inlet and the flow rate at the oxidant gas flow channel inlet in the measurement example of FIG. 15, and the fuel gas flow channel in the measurement examples of FIGS. 16, 18, 19, and 20. The flow velocity at the inlet, the flow velocity at the flow passage outlet of the fuel gas, the flow velocity at the flow passage inlet of the oxidant gas, and the flow velocity at the flow passage outlet of the oxidant gas are the fuel gas utilization rate Uf and the oxidant gas utilization rate in each measurement example. Since it is possible to calculate from Uo and the current density and each gas flow velocity in the measurement example of FIG. 17, the description is omitted here. The current density in the measurement examples of FIGS. 15 to 20 is as shown in FIG.
図15の測定例ではセルスタック1における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、13.8kPa及び11.4kPaである。図16の測定例ではセルスタック1における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、11.9kPa及び9.7kPaである。図17の測定例ではセルスタック1における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、9.6kPa及び6.0kPaである。図18の測定例ではセルスタック1における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、5.9kPa及び4.9kPaである。図19の測定例ではセルスタック1における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、4.6kPa及び3.7kPaである。図20の測定例ではセルスタック1における燃料ガスの圧力損失及び酸化剤ガスの圧力損失は、それぞれ、3.6kPa及び2.7kPaである。
In the measurement example of FIG. 15, the pressure loss of the fuel gas and the pressure loss of the oxidant gas in the
これらの2セル毎に冷却する場合の測定例においても、上述の1セル毎に冷却する場合の測定例と同様に、露点換算温度T1が満たすべき条件式は、
T1≧T2+(X℃+Y℃×(N―1)×ΔT/8℃)となる。
In the measurement example in the case of cooling every two cells, as in the measurement example in the case of cooling every one cell described above, the conditional expression that the dew point converted temperature T1 should satisfy is:
T1 ≧ T2 + (X ° C. + Y ° C. × (N−1) × ΔT / 8 ° C.).
測定データは、1セル毎に冷却する場合の測定例と同様に、最小自乗法により統計的に処理した。 The measurement data was statistically processed by the method of least squares, as in the measurement example in the case of cooling for each cell.
そして、この条件式における定数X及び係数Yの数値を図12、図15乃至図20の測定例から求めた。 Then, the numerical values of the constant X and the coefficient Y in this conditional expression were obtained from the measurement examples of FIGS. 12 and 15 to 20.
図22は2セル毎に冷却した場合における露点換算温度T1が満たすべき条件式の定数X及び係数Yの数値を電流密度とともに示す表である。 FIG. 22 is a table showing the numerical values of the constant X and the coefficient Y of the conditional expression to be satisfied by the dew point conversion temperature T1 when cooling is performed every two cells, together with the current density.
図22において、実験番号1乃至6は、それぞれ、図15乃至図20の測定例を示す。「カソード」及び「アノード」の意味は、図21と同じである。
In FIG. 22,
本測定例では、酸化剤ガス(カソード)について、Xが2.8〜3.3の範囲の数値であり、Yが0.013〜0.033の範囲の数値であり、燃料ガス(アノード)について、Xが3.7〜4.2の範囲の数値であり、Yが0.013〜0.030の範囲の数値である。従って、反応ガス(酸化剤ガス又は燃料ガス)については、Xが2.8〜4.2の範囲の数値であり、Yが0.013〜0.033の範囲の数値である。 In this measurement example, for the oxidant gas (cathode), X is a numerical value in the range of 2.8 to 3.3, Y is a numerical value in the range of 0.013 to 0.033, and fuel gas (anode) X is a numerical value in the range of 3.7 to 4.2, and Y is a numerical value in the range of 0.013 to 0.030. Therefore, for the reactive gas (oxidant gas or fuel gas), X is a numerical value in the range of 2.8 to 4.2, and Y is a numerical value in the range of 0.013 to 0.033.
これらの測定例では、電流密度が増大するに連れて、概ね、定数Xが若干増大しかつ係数Yが減少する。なお、これらの測定例では、実際の運転上想定される限度まで電流密度を変化させたので、前述の数値範囲内において、電流密度を考慮して定数X及び係数Yを適宜選択することにより、露点換算温度T1が満たすべき条件式を適切に設定することができる。
<反応ガスの好ましい流速及び圧力損失>
図23はガス流量と圧力損失との関係の一例を示すグラフである。
In these measurement examples, as the current density increases, the constant X generally increases slightly and the coefficient Y decreases. In these measurement examples, since the current density was changed to the limit assumed in actual operation, by appropriately selecting the constant X and the coefficient Y in consideration of the current density within the above numerical range, The conditional expression to be satisfied by the dew point converted temperature T1 can be appropriately set.
<Preferable flow rate and pressure loss of reaction gas>
FIG. 23 is a graph showing an example of the relationship between the gas flow rate and the pressure loss.
この測定例において使用したセルスタックはセル数が54である他は上述の場合と同様である。 The cell stack used in this measurement example is the same as described above except that the number of cells is 54.
図23において、「カソード」はセルスタック1における酸化剤ガスの圧力損失を表し、「アノード」はセルスタック1における燃料ガスの圧力損失を表す。「カソード」及び「アノード」にそれぞれ対応する圧力損失曲線C及び圧力損失曲線Aの各々において、各プロットは、ガス流量の小さい方から順に、定格出力の30%出力の場合、定格出力の50%出力の場合、定格出力の75%出力の場合、及び定格出力の100%出力の場合を示す。
In FIG. 23, “cathode” represents the pressure loss of the oxidant gas in the
定格出力の30%出力の場合においては、電流密度が0.05A/cm2、燃料ガス利用率Ufが62.5%、酸化剤ガス利用率Uoが37.5%である。定格出力の50%出力の場合においては、電流密度が0.078A/cm2、燃料ガス利用率Ufが67.5%、酸化剤ガス利用率Uoが42.5%である。定格出力の75%出力の場合においては、電流密度が0.116A/cm2、燃料ガス利用率Ufが72.5%、酸化剤ガス利用率Uoが47.5%である。定格出力の100%出力の場合においては、電流密度が0.16A/cm2、燃料ガス利用率Ufが72.5%、酸化剤ガス利用率Uoが52.5%である。 In the case of 30% of the rated output, the current density is 0.05 A / cm 2 , the fuel gas utilization rate Uf is 62.5%, and the oxidant gas utilization rate Uo is 37.5%. In the case of 50% output of the rated output, the current density is 0.078 A / cm 2 , the fuel gas utilization rate Uf is 67.5%, and the oxidant gas utilization rate Uo is 42.5%. In the case of 75% of the rated output, the current density is 0.116 A / cm 2 , the fuel gas utilization rate Uf is 72.5%, and the oxidant gas utilization rate Uo is 47.5%. In the case of 100% of the rated output, the current density is 0.16 A / cm 2 , the fuel gas utilization rate Uf is 72.5%, and the oxidant gas utilization rate Uo is 52.5%.
図23から明らかなように、反応ガスの圧力損失は反応ガスの流量に比例する。反応ガスの流量は、反応ガスの流速に比例するので、反応ガスの圧力損失は反応ガスの流速に比例する。また、電流密度の増加に連れて、反応ガスの流速が大きくなっており、かつ反応ガスの圧力損失が大きくなっている。 As is clear from FIG. 23, the pressure loss of the reaction gas is proportional to the flow rate of the reaction gas. Since the flow rate of the reaction gas is proportional to the flow rate of the reaction gas, the pressure loss of the reaction gas is proportional to the flow rate of the reaction gas. Further, as the current density increases, the flow rate of the reaction gas increases and the pressure loss of the reaction gas increases.
ところで、本発明は、発電領域42A、42Bを、全域に渡って、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことを特徴としている。従って、発電領域42A、42Bに位置する流路17、28を流れる反応ガスの流速がある値より低いと、フラッディングを発生して発電に支障をきたす。
By the way, the present invention is characterized in that the
一方、図23に示すように、反応ガスの流速が大きくなるに連れて、セルスタック1における反応ガスの圧力損失が大きくなり、それにより、反応ガスを供給するために必要な圧力(以下、供給圧力という)が過大になる。そこで、本実施の形態では、燃料ガスの流路28の出口(燃料ガス流路28の下流側が発電領域42Bの縁と交差する部位)における流速が1.8m/s以上でかつ4.1m/s以下に制御され、かつ酸化剤ガスの流路17の出口(酸化剤ガス流路17の下流側が発電領域42Aの縁と交差する部位)における流速が2.8m/s以上でかつ7.7m/s以下に制御される。これらの下限値及び上限値は後述する実施例1に基づいて決定されたものである。この実験においては、上述の測定に使用したセルスタックと同様の全体構成を有し、燃料ガス流路28及び酸化剤ガス流路17の構造が互いに異なる5種類のセルスタックを作成した。そして、これらのセルスタックについて、燃料ガス利用率Uf、酸化剤ガス利用率Uo、及び電流密度を変化させることによって、出口ガス流速及び圧力損失を変化させ、それぞれの場合について、安定して発電できるか否かにより、フラッディングの発生の有無を判定した。
On the other hand, as shown in FIG. 23, as the flow rate of the reaction gas increases, the pressure loss of the reaction gas in the
この場合、燃料電池101が、燃料ガスの利用率が60%以上であり、酸化剤ガスの利用率が40%以上でかつ80%以下であり、かつ電流密度が0.15A/cm2以上でかつ0.30A/cm2以下であるように運転されることが前提である。つまり、これらのガス流速の範囲は、この運転条件の下で有効である。ガス流速は、電流密度が大きくなるに連れて大きくなるように制御される。
In this case, the
この燃料ガス及び酸化剤ガスの流速の制御は、具体的に、以下の方法で得られた流速に基づいて燃料ガス供給装置および酸化剤ガス供給装置を制御することにより遂行される。 The control of the flow rates of the fuel gas and the oxidant gas is specifically performed by controlling the fuel gas supply device and the oxidant gas supply device based on the flow rates obtained by the following method.
燃料ガスの流量をQaで表し、燃料ガス流路28の断面積をSaで表すと、燃料ガスの流速Vaは、Va=Qa/Saとなる。
If the flow rate of the fuel gas is represented by Qa and the cross-sectional area of the fuel
ここで、Qaは、例えば、燃料ガス流路28の出口におけるドライベースの未使用燃料ガス流量と、アノードに供給した全水分量を水蒸気として算出した場合のガス流量との合計ガス流量である。未使用燃料ガス流量は、例えば、燃料ガスの供給量から、燃料ガスの供給量と燃料ガスの利用率(Uf)の積を差し引くことにより算出される。アノードに供給した全水分量は、入口における露点での飽和水蒸気圧から算出される。具体的には、例えば60℃における飽和水蒸気圧が150mmHgであったとし、供給圧が760mmHgであったとすると、610mmHgが燃料ガスの分圧となるため、燃料ガスの供給量の150/610が水蒸気量となる。このような計算は、供給した水分が結露せずに全て出口に達することを想定しており、燃料ガス流路の一部でのみ結露水が発生する条件(例えばフル加湿)の場合に好適である。なお、結露水の発生に合わせて流量を補正してもよい。
Here, Qa is, for example, the total gas flow rate of the dry base unused fuel gas flow rate at the outlet of the
あるいは、Qaは、燃料ガス流路28の出口におけるドライベースの未使用燃料ガス流量と、燃料ガス流路28の出口の温度における飽和水蒸気圧から計算される水蒸気流量との合計ガス流量として計算してもよい。このような計算は、供給した水分が内部で結露して一部が出口に気体のままで達しないことを想定しており、燃料ガス流路の全部で結露水が発生する条件(過加湿)の場合に好適である。
Alternatively, Qa is calculated as the total gas flow rate of the dry base unused fuel gas flow rate at the outlet of the
Saは、出口近傍の燃料ガス流路28の断面積であり、流路(流路溝)が複数ある場合には、各流路(流路溝)の断面積の総和である。各流路(流路溝)は相当直径(断面積が等しい円の直径)が0.78mm以上でかつ1.30mmとなるように形成されている。燃料ガス流路の数は入口と出口で異なっていてもよいが、かかる場合には、出口における燃料ガス流路の数に一本の流路の断面積をかけて、アノード側の出口流路の断面積が求められる。
Sa is a cross-sectional area of the fuel
また、酸化剤ガスの流量をQcで表し、酸化剤ガス流路17の断面積をScで表すと、酸化剤ガスの流速Vcは、Vc=Qc/Scとなる。
When the flow rate of the oxidant gas is represented by Qc and the cross-sectional area of the oxidant
ここで、Qcは、例えば、酸化剤ガス流路17の出口におけるドライベースの未使用酸化剤ガス流量と、カソードに供給した全水分量を水蒸気として算出した場合のガス流量と、発電反応により発生した全水分量を水蒸気として算出した場合のガス流量との合計ガス流量である。未使用酸化剤ガス流量は、例えば、酸化剤ガスの供給量から、酸化剤ガスの供給量と酸化剤ガスの利用率(Uo)の積を差し引くことにより算出される。カソードに供給した全水分量は、入口における露点での飽和水蒸気圧から算出される。具体的には、例えば60℃における飽和水蒸気圧が150mmHgであったとし、供給圧が760mmHgであったとすると、610mmHgが酸化剤ガスの分圧となるため、酸化剤ガスの供給量の150/610が水蒸気量となる。また、燃料電池では、H2+1/2O2→H2Oの反応で2個の電子が移動するため、電子のモル数の2分の1だけ水分子が発生することになる。よって、発電反応により発生した全水分量は、取出した電流から発生した電子のモル数を求め、得られた値に基づいて発電反応で発生した水のモル数を求めることで得られる。このような計算は、供給した水分が結露せずに全て出口に達することを想定しており、燃料ガス流路の一部でのみ結露水が発生する条件(例えばフル加湿)の場合に好適である。なお、結露水の発生に合わせて流量を補正してもよい。
Here, Qc is generated by, for example, a dry base unused oxidant gas flow rate at the outlet of the oxidant
あるいは、Qaは、酸化剤ガス流路17の出口におけるドライベースの未使用燃料ガス流量と、酸化剤ガス流路17の出口の温度における飽和水蒸気圧から計算される水蒸気流量との合計ガス流量として算出されてもよい。このような計算は、供給した水分が内部で結露して一部が出口に気体のままで達しないことを想定しており、燃料ガス流路の全部で結露水が発生する条件(過加湿)の場合に好適である。
Alternatively, Qa is the total gas flow rate of the dry base unused fuel gas flow rate at the outlet of the oxidant
Scは、出口近傍の酸化剤ガス流路17の断面積であり、流路(流路溝)が複数ある場合には、各流路(流路溝)の断面積の総和である。各流路(流路溝)は相当直径が0.78mm以上でかつ1.30mmとなるように形成されている。酸化剤流路の数は入口と出口で異なっていてもよいが、かかる場合には、出口における酸化剤流路の数に一本の流路の断面積をかけて、カソード側の出口流路の断面積が求められる。
Sc is a cross-sectional area of the oxidant
従って、燃料ガスの流速Va及び酸化剤ガスの流速Vcは、制御装置108が、燃料ガス供給流量、燃料ガスの利用率、酸化剤ガス供給流量、酸化剤ガスの利用率、及び燃料ガス及び酸化剤ガスの露点換算温度T1を制御することにより、制御される。かかる制御は、直接上記パラメータを測定して行われる必要はなく、他のパラメータを制御することで結果的に制御されてもよい。
Therefore, the fuel gas flow rate Va and the oxidant gas flow rate Vc are controlled by the
なお、上述の説明では、アノードとカソードとの間での水分の移動は無視したが、これを考慮して流量を補正してもよい。その他、流量の演算においては、必要な補正を適宜行うことで、精度を向上できる。 In the above description, the movement of moisture between the anode and the cathode is ignored, but the flow rate may be corrected in consideration of this. In addition, in the calculation of the flow rate, the accuracy can be improved by appropriately performing necessary corrections.
次に、反応ガスの圧力損失について説明する。なお、ここにいう圧力損失とは、燃料ガス流路および酸化剤ガスの入口および出口における圧力差(セルスタックでの圧力損失)を示すが、実際にはセルスタック1の入口(供給マニホールド)および出口(排出マニホールド)における燃料ガスおよび酸化剤ガスの圧力を測定し、その差分を求めることで得られる。
Next, the pressure loss of the reaction gas will be described. The pressure loss referred to here indicates a pressure difference (pressure loss at the cell stack) between the fuel gas flow path and the inlet and outlet of the oxidant gas, but actually the inlet (supply manifold) of the
フラッディングを防止するためには、反応ガス流路17、28における圧力損失が大きい方が好ましい。しかし、圧力損失が過大になると、反応ガスの供給圧力が過大になる。
In order to prevent flooding, it is preferable that the pressure loss in the
そこで、本実施の形態では、セルスタック1における反応ガスの圧力損失が2kPa以上でかつ12kPa以下となるように制御される。なお、下限値及び上限値は後述する実施例1に基づいて決定されたものである。
Therefore, in the present embodiment, the pressure loss of the reaction gas in the
なお、図15及び図16の測定例では、反応ガスの圧力損失がこの好ましい範囲から外れているが、これはセルスタックの温度分布のデータを採取するために特別な過負荷運転をしたからであり、コージェネレーションシステムにはおいては、通常、このような過負荷運転はされない。 In the measurement examples of FIGS. 15 and 16, the pressure loss of the reaction gas is out of this preferable range. This is because a special overload operation was performed to collect data on the temperature distribution of the cell stack. Yes, in a cogeneration system, such overload operation is usually not performed.
以上のように、反応ガスの流速及び反応ガスの圧力損失を制御することにより、フラッディングの発生を防止しつつ、発電領域42A、42Bを、全域に渡って、フル加湿又は過加湿の雰囲気に保つことができる。
As described above, by controlling the flow rate of the reaction gas and the pressure loss of the reaction gas, the
なお、上記説明では、燃料ガスの流路28の出口は、燃料ガス流路28の下流側が発電領域42Bの縁と交差する部位とされ、酸化剤ガスの流路17の出口は、酸化剤ガス流路17の下流側が発電領域42Aの縁と交差する部位とされた。しかし、出口はセパレータに設けられた溝状のガス流路のうちの最下流部分を指す。すなわち、出口は必ずしも発電量器の縁と交差する部位に限られず、その近傍であってもよい。例えば、燃料ガスの流路28の出口は燃料ガス流路28が燃料ガスの出口マニホールド孔に連通する部位であってもよく、また、酸化剤ガスの流路17の出口は酸化剤ガス流路28が酸化剤ガスの出口マニホールド孔に連通する部位であってもよい。なお、下流側とはガスの流れに沿った下流側を指す。このように、最下流部分の流速に着目する主な理由は以下の通りである。すなわち、アノードでは電極での反応に従って燃料である水素が消費され、相対的に水蒸気の分圧が高まって結露水が発生しやすく、また流速も遅くなることが挙げられる。カソードでは、電極での反応に従って水が発生し、相対的に水蒸気の分圧が高まって結露水が発生しやすくなることが挙げられる。
<燃料電池の定格に関する有効範囲>
上述の露点換算温度T1が満たすべき条件式に関する検討は、定格出力がDC1.2kWの燃料電池を用いて行った。しかし、この検討結果は、理論的に、異なる定格出力の燃料電池にも適用できる(有効である)。具体的には、定格出力がDC0.4kW〜2.4kWの燃料電池にはほぼ確実に適用できる。さらに、例えば、セルスタックにおけるセルの積層数を単純に増加することにより、定格出力がDC5kWの燃料電池にまで適用することができる。
In the above description, the outlet of the
<Effective range for fuel cell ratings>
The study on the conditional expression to be satisfied by the above dew point conversion temperature T1 was performed using a fuel cell having a rated output of DC 1.2 kW. However, this study result is theoretically applicable (effective) to fuel cells having different rated outputs. Specifically, the present invention can be applied almost certainly to a fuel cell having a rated output of DC 0.4 kW to 2.4 kW. Furthermore, for example, by simply increasing the number of stacked cells in the cell stack, it can be applied to a fuel cell with a rated output of
以上の観点から、燃料電池発電システムの運転条件をまとめると、以下のようになる。 From the above viewpoint, the operating conditions of the fuel cell power generation system are summarized as follows.
燃料電池発電システム101は、その運転において、
T1≧T2+1℃(運転条件1)を満たすことが好ましい。
In the operation of the fuel cell
It is preferable to satisfy T1 ≧ T2 + 1 ° C. (operating condition 1).
さらには、T1≧T2+(X℃+Y℃×(N―1)×ΔT/8℃) 但し、X=1〜2.5かつY=0.02〜0.027(運転条件2)を満たすことが好ましい。 Furthermore, T1 ≧ T2 + (X ° C. + Y ° C. × (N−1) × ΔT / 8 ° C.) However, X = 1 to 2.5 and Y = 0.02 to 0.027 (operating condition 2) are satisfied. Is preferred.
また、T3−T2≦15℃(運転条件3)、さらにはT3−T2≦10℃(運転条件4)を満たすことが好ましい。 Moreover, it is preferable to satisfy T3-T2 ≦ 15 ° C. (operating condition 3), and further satisfy T3-T2 ≦ 10 ° C. (operating condition 4).
また、T2≦T1≦T3(運転条件5)を満たすことが好ましい。 Moreover, it is preferable to satisfy T2 ≦ T1 ≦ T3 (operating condition 5).
また、T3−T1≧1℃(運転条件6)を満たすことが好ましい。 Moreover, it is preferable to satisfy T3-T1 ≧ 1 ° C. (operating condition 6).
また、90℃≧T3≧66℃(運転条件7)、T1≧50℃(運転条件8)、及び80℃≧T3≧66℃(運転条件9)を満たすことが好ましい。 Further, it is preferable that 90 ° C. ≧ T3 ≧ 66 ° C. (operating condition 7), T1 ≧ 50 ° C. (operating condition 8), and 80 ° C. ≧ T3 ≧ 66 ° C. (operating condition 9).
さらに、2セル毎冷却方式を採用した場合には、T1≧T2+(X℃+Y℃×(N―1)×ΔT/8℃) 但し、X=2.8〜4.2かつY=0.013〜0.033(運転条件10)を満たすことが好ましい。 Further, in the case of adopting the two-cell cooling method, T1 ≧ T2 + (X ° C. + Y ° C. × (N−1) × ΔT / 8 ° C.) However, X = 2.8 to 4.2 and Y = 0. It is preferable to satisfy 013 to 0.033 (operating condition 10).
以上の知見に基づき、本実施の形態では、(運転条件1)乃至(運転条件9)を満たすように燃料電池発電システム100が構成されている。 Based on the above knowledge, in the present embodiment, the fuel cell power generation system 100 is configured so as to satisfy (Operating Condition 1) to (Operating Condition 9).
具体的には、図1乃至図9において、カソード側セパレータ10及びアノード側セパレータ20では、反応ガス流路17,28及び冷却水流路19,29が「反応ガス温度上り勾配配置」に形成されている。また、反応ガスの加湿及び加熱に、供給反応ガスと排出反応ガスとを全熱交換によって加湿及び加熱し、さらにこの加湿及び加熱した供給反応ガスと排出冷却水とを全熱交換する全熱交換器117,118を用いることにより、熱交換可能温度差T3−T1が1℃程度となっている。また、冷却水出口温度T3と冷却水入口温度T2との温度差がT3−T2≦10℃の条件を満たすことが可能なように、セルスタック1の最大発熱量に対する冷却システム104の最大冷却能力が設定されている。そして、冷却水出口温度T3が80℃≧T3≧66℃の条件を満たすように、冷却水の温度が調整される。この際、具体的な冷却水出口温度T3は、燃料電池101の所定の出力電流密度を考慮して決定される。この冷却水の温度調整は、制御装置108が冷却システム104の放熱装置105の放熱量及び冷却水循環ポンプ109の流量の少なくともいずれかを制御することにより遂行される。また、この冷却水の温度制御は、冷却水入口温度T2及び冷却水出口温度T3をそれぞれ検出する温度センサTS1及び温度センサTS2の検出値に基づいて、制御装置108が冷却水入口温度T2及び冷却水出口温度T3をフィードバック制御することにより遂行される。
Specifically, in FIG. 1 to FIG. 9, in the
また、酸化剤ガス流路17及び燃料ガス流路28における各流路(流路溝)は相当直径が0.78mm〜1.30mm以下となるように形成されている。また、制御装置108が、酸化剤ガス供給装置103を制御して、酸化剤ガス流路17における酸化剤ガスの流速が2.8m/s〜7.7m/sの範囲となり、セルスタック1における圧力損失が2kPa〜10kPaとなるように酸化剤ガスを供給する。また、制御装置108が、燃料ガス供給装置102を制御して、燃料ガス流路28における燃料ガスの流速が1.8m/s〜4.1m/sの範囲となり、セルスタック1における圧力損失が2kPa〜10kPaとなるように燃料ガスを供給する。
In addition, each flow path (flow path groove) in the oxidant
次に、以上のように構成された燃料電池発電システム100の動作を説明する。燃料電池発電システム100は制御装置108の制御により動作し、起動モード、運転モード、及び停止モードを有している。起動モードにおいては所定の起動動作が順次遂行されることにより、燃料電池発電システム100が円滑に起動される。運転モード(発電運転時)では、通常の発電が行われる。停止モードでは、所定の停止動作が順次遂行されることにより、燃料電池発電システム100が円滑に停止される。本実施の形態では、起動モード及び停止モードは周知の動作が遂行されるので、その説明を省略し、以下では、運転モードについてのみ説明する。
Next, the operation of the fuel cell power generation system 100 configured as described above will be described. The fuel cell power generation system 100 operates under the control of the
図1乃至図9を参照すると、運転モードでは、燃料ガス供給装置102から燃料ガス(供給燃料ガス)が燃料電池101のアノード42Bに供給される。一方、酸化剤ガス供給装置103から酸化剤ガス(供給酸化剤ガス)が燃料電池101のカソード42Aに供給される。そして、アノード42B及びカソード42Aにおいて発電反応が起こり、電力及び熱(排熱)が発生する。この発電反応により消費されなかった未反応の燃料ガス(排出燃料ガス)及び酸化剤ガス(排出酸化剤ガス)は、燃料電池101から排出される。一方、燃料電池101は、冷却システム104の冷却水循環流路112を循環する冷却水によって冷却される。
1 to 9, in the operation mode, fuel gas (supplied fuel gas) is supplied from the fuel
この過程において、供給燃料ガスは、アノード側全熱交換器117において、排出燃料ガスと全熱交換した後、さらに燃料電池101通過後の冷却水(排出冷却水)と全熱交換し、その燃料電池101の入口における露点換算温度(入口露点換算温度)T1が所定値となるよう加湿及び加熱される。
In this process, the supplied fuel gas undergoes total heat exchange with the exhaust fuel gas in the anode-side
一方、供給酸化剤ガスは、カソード側全熱交換器118において、排出酸化剤ガスと全熱交換した後、さらに排出冷却水と全熱交換し、その入口露点換算温度T1が所定値となるよう加湿及び加熱される。
On the other hand, the supplied oxidant gas undergoes total heat exchange with the exhaust oxidant gas in the cathode-side
また、制御装置108は、入口温度センサTS1及び出口温度センサTS2の検出値に基づき、冷却システム104の放熱装置105の放熱量及び冷却水循環ポンプ106の流量を制御して、冷却水入口温度T2及び冷却水出口温度T3を調節する。この場合、燃料電池101の発熱量に対する冷却システムの冷却能力(放熱量)に応じて冷却水入口温度T2が定まり、冷却水の流量に応じて冷却水入口温度T2と冷却水出口温度T3との温度差ΔTが定まる。また、冷却水出口温度T3が定まると、実質的に、アノード側全熱交換器117及びカソード側全熱交換器118の熱交換可能温度差T3−T1に従って、供給燃料ガス及び供給酸化剤ガスの入口露点換算温度T1が定まる。すなわち、冷却システム104の放熱装置105の放熱量及び冷却水循環ポンプ106の流量を制御することにより、冷却水出口温度T3、冷却水入口温度T2、並びに燃料ガス及び酸化剤ガスの入口露点換算温度T1を制御することができる。なお、燃料電池101の出力の変動に応じて燃料電池101の排熱量が変化するので、制御装置108は、この排熱量の変化に応じて冷却システム104の冷却能力を変化させながら上述の冷却水の温度制御を行う。このように、制御装置108の制御により、運転モードにおいて、燃料電池発電システム100が上述の(運転条件1)乃至(運転条件9)を満たすように運転される。それにより、燃料電池101の発電が起こる領域が全領域に渡ってフル加湿又は過加湿の雰囲気に保たれる。その結果、MEA43の高分子電解質膜41の劣化が抑制され、燃料電池101の寿命が向上する。
Further, the
次に、本実施の形態における上述の特徴的構成による効果を、後述する実施例2による実験結果に基づいて説明する。 Next, the effect of the above-described characteristic configuration in the present embodiment will be described based on the experimental result of Example 2 described later.
図13は燃料電池の寿命試験の結果を示すグラフである。図13において、横軸は運転時間を示し、縦軸はセル電圧を示す。 FIG. 13 is a graph showing the results of a life test of the fuel cell. In FIG. 13, the horizontal axis indicates the operation time, and the vertical axis indicates the cell voltage.
この実験では、本実施の形態の実施例として、ハードウエアが、全熱交換器117,118を除き、本実施の形態に従って作成された燃料電池発電システム100を、運転条件を第1の運転条件と第2の運転条件との間で切り換えながら運転することにより行った。本実施例の燃料電池発電システム100では、全熱交換器117,118に代えてバブラーを用い、このバブラーによって、所定の入口露点換算温度T1となるように燃料ガス及び酸化剤ガスを加湿及び加温した。従って、燃料ガス及び酸化剤ガスの入口露点換算温度T1は本実施の形態(図1)の燃料電池システム100を動作させる場合と同様に適切に制御された。なお、燃料ガス流路28における燃料ガスの流速が1.8m/s〜4.1m/sの範囲となるよう制御され、酸化剤ガス流路17における酸化剤ガスの流速が2.8m/s〜7.7m/sの範囲となるよう制御され、セルスタック1における酸化剤ガス及び燃料ガスの圧力損失が2kPa〜10kPaとなるよう制御された。
In this experiment, as an example of the present embodiment, the hardware is the fuel cell power generation system 100 created according to the present embodiment except for the
ここで、第1の運転条件は、T1≧T2+1℃(運転条件1)を満たさない比較例としての運転条件であり、具体的には、冷却水入口温度T2が64℃、冷却水出口温度T3が69℃、燃料ガス及び酸化剤ガスの入口露点換算温度T1が64℃である。第2の運転条件は、T1≧T2+(X℃+Y℃×(N―1)×ΔT/8℃) 但し、X=1〜2.5かつY=0.02〜0.027(運転条件2(及び運転条件1))を満す本発明の運転条件であり、具体的には、冷却水入口温度T2が61℃、冷却水出口温度T3が69℃、燃料ガス及び酸化剤ガスの入口露点換算温度T1が64℃である。
Here, the first operating condition is an operating condition as a comparative example that does not satisfy T1 ≧ T2 + 1 ° C. (operating condition 1). Specifically, the cooling water inlet temperature T2 is 64 ° C., and the cooling water outlet temperature T3. Is 69 ° C., and the fuel gas and oxidant gas inlet dew point
そして、運転開始から約4400時間を経過するまでの期間P1において、(運転条件1)を満たさない第1の運転条件で燃料電池発電システム100を運転した。すると、セル電圧が徐々に低下した。その後、400時間程度の期間P2において(運転条件2(及び運転条件1))を満たす第2の運転条件で運転した。すると、セル電圧が上昇(回復)した。その後、400時間程度の期間P3において、再度、(運転条件1)を満たさない第1の運転条件で運転した。すると、セル電圧が再度徐々に低下した。その後、運転開始から約9400時間を経過するまでの期間P4において、再度、(運転条件2(及び運転条件1))を満たす第2の運転条件で運転した。すると、セル電圧が再度回復し、運転開始から約9400時間を経過してもそのセル電圧が維持された。 The fuel cell power generation system 100 was operated under a first operating condition that did not satisfy (Operating Condition 1) in a period P1 from the start of operation until approximately 4400 hours passed. Then, the cell voltage gradually decreased. After that, in a period P2 of about 400 hours, the operation was performed under the second operation condition satisfying (operation condition 2 (and operation condition 1)). Then, the cell voltage increased (recovered). Thereafter, in the period P3 of about 400 hours, the operation was performed again under the first operation condition that does not satisfy (operation condition 1). Then, the cell voltage gradually decreased again. Thereafter, in a period P4 from the start of operation until about 9400 hours passed, the operation was performed again under the second operation condition satisfying (operation condition 2 (and operation condition 1)). Then, the cell voltage recovered again, and the cell voltage was maintained even after about 9400 hours had elapsed from the start of operation.
このことから、従来の運転方法を用いると燃料電池101の性能(セル電圧)が低下して燃料電池101の寿命が短くなることが予測されるのに対し、本発明の運転方法(運転条件1及び2を満たす運転方法)を用いると、一旦低下した燃料電池101の性能が回復してそのまま維持され、燃料電池101の寿命が向上することが実証された。
From this fact, it is predicted that the performance (cell voltage) of the
なお、上述の説明では、アノード(あるいは燃料ガス流路)およびカソード(あるいは酸化剤ガス流路)の両方で結露水が発生する条件で運転を行うこととしたが、アノード(あるいは燃料ガス流路)およびカソード(あるいは酸化剤ガス流路)の少なくとも一方で結露水が発生する条件であってもよい。かかる条件であっても、フラッディング防止と高分子電解質膜の劣化防止という本発明の効果は得られる。
(実施例1)
本実施例では、図1乃至図9に示す構成を有する燃料電池発電システムを作製した。
In the above description, the operation is performed under the condition that condensed water is generated in both the anode (or the fuel gas channel) and the cathode (or the oxidant gas channel). ) And at least one of the cathode (or the oxidant gas flow path) may be a condition in which condensed water is generated. Even under such conditions, the effects of the present invention such as prevention of flooding and prevention of deterioration of the polymer electrolyte membrane can be obtained.
Example 1
In this example, a fuel cell power generation system having the configuration shown in FIGS. 1 to 9 was produced.
図1乃至図9において、ここでは、燃料電池101、アノード側全熱交換器117、及びカソード側全熱交換器118についてのみ具体的構成を示す。その他の部分は周知のように構成されている。
In FIG. 1 to FIG. 9, only the specific configuration of the
まず、アノード42B及びカソード42A(以下、電極という)の作製方法を説明する。
First, a method for manufacturing the
アセチレンブラック粉末に、平均粒径約30Åの白金粒子を25重量%担持させたもの触媒として用いた。この触媒の粉末をイソプロパノ−ルに分散させた溶液に、パーフルオロカーボンスルホン酸をエチルアルコールに分散したディスパージョン溶液を混合して触媒ペーストを作成した。 A catalyst in which 25% by weight of platinum particles having an average particle diameter of about 30 mm were supported on acetylene black powder was used as a catalyst. A catalyst paste was prepared by mixing a dispersion solution in which perfluorocarbon sulfonic acid was dispersed in ethyl alcohol with a solution in which the catalyst powder was dispersed in isopropanol.
一方、ガス拡散層を構成する外寸12cm×12cm、厚み220μmのカーボンクロス(TORAY製 TGP-H-090)を撥水処理した。このカ−ボンクロスの触媒層を形成する側の面に、カーボンブラック粉末(電気化学工業株式会社製 DENKA BLACKFX-35)とPTFEの水性ディスパージョン(ダイキン製 D-1)との混合物を塗布し、400℃で30分間焼成して撥水層を付与した。このカ−ボンクロスの撥水層を付与した方の面に、触媒ペーストをスクリ−ン印刷法を用いて塗布することにより触媒層を形成した。そして、この触媒層が形成されたカ−ボンクロスを電極として用いた。この触媒層が形成された電極中に含まれる白金量は、0.3mg/cm2であり、パーフルオロカーボンスルホン酸の量は1.0mg/cm2であった。 On the other hand, carbon cloth (TGP-H-090 manufactured by TORAY) having an outer size of 12 cm × 12 cm and a thickness of 220 μm constituting the gas diffusion layer was subjected to water repellent treatment. A carbon black powder (DENKA BLACKFX-35 manufactured by Denki Kagaku Kogyo Co., Ltd.) and a PTFE aqueous dispersion (Daikin D-1) were applied to the surface of the carbon cloth catalyst layer. A water repellent layer was applied by baking at 400 ° C. for 30 minutes. A catalyst layer was formed on the surface of the carbon cloth provided with the water repellent layer by applying a catalyst paste using a screen printing method. And the carbon cloth in which this catalyst layer was formed was used as an electrode. The amount of platinum contained in the electrode on which this catalyst layer was formed was 0.3 mg / cm 2 , and the amount of perfluorocarbon sulfonic acid was 1.0 mg / cm 2 .
次に、高分子電解質膜41として、外寸が20cm×20cmのパーフルオロカーボンスルホン酸膜(DUPONT製Nafion112(登録商標))を用いた。この高分子電解質膜41の両面に、一対の電極を触媒層が高分子電解質膜41に接するようにホットプレスで接合してMEA43を作製した。ここでは、高分子電解質膜としてパーフルオロカーボンスルホン酸を30μmの厚みに薄膜化したものを用いた。
Next, as the
次に、平均粒径100μmの人造黒鉛粉末80wt%とカーボンブラック5wt%と熱硬化前のフェノール樹脂15wt%とを混合して、コンパウンドを作製した。このコンパウンドを、セパレータの形状を転写した形状の金型に投入し、180℃でホットプレスすることによってフェノール樹脂を硬化させ、それにより、図4乃至図7に示す導電性の成形セパレータ10、20を作製した。図4及び図6はセパレータ10、20の正面(内面)に形成したガス流通用溝(流路溝)の形状を模式的に示したものである。図24は、実施例1で作成した燃料電池のパラメータを示す表である。セパレータ10、20の大きさは20cm×20cm、厚さは3mmであり、反応ガスの流路17、28の断面は矩形とし、流路溝の幅、流路溝の深さ、出口における流路溝の数、出口部分の流路断面積、相当直径は、図24に示すようにタイプAからタイプEまでの5パターンを作成した。
Next, 80 wt% of artificial graphite powder having an average particle size of 100 μm, 5 wt% of carbon black, and 15 wt% of phenol resin before thermosetting were mixed to prepare a compound. This compound is put into a mold having a shape in which the shape of the separator is transferred, and the phenol resin is cured by hot pressing at 180 ° C., whereby the conductive molded
次いで、セパレータ10、20に、酸化剤ガスのマニホールド孔21、23と、燃料ガスのマニホールド孔22、24を形成した。
Next, oxidant gas manifold holes 21 and 23 and fuel gas manifold holes 22 and 24 were formed in the
また図5及び図7は、冷却水流路19、29の形状を示したものであり、図4及び図6に示したセパレータ19の背面(外面)に形成したものである。冷却水流路19、29は、深さ0.7mmの溝状に形成されている。
5 and 7 show the shapes of the cooling
次に、MEA43の高分子電解質膜41に、冷却水、燃料ガス、及び酸化剤ガス流通用のマニホールド穴を形成し、MEA43の、中央部の電極部分の周囲と各マニホールド穴11〜16の周囲に、バイトン製O−リング状の流体シール部材を張り合わせガスケットとした。
Next, manifold holes for circulating cooling water, fuel gas, and oxidant gas are formed in the
このようにして作成したアノード側セパレータ20とカソード側セパレータ10とでMEA43を挟み、セル2を作成した。このセル2を40個積層してセル積層体201を作成した。そして、セル積層体201の両端に、銅の表面に金メッキした集電板と、PPS製の絶縁板と、SUSを切削加工することで作成した端板3A、3Bとを配設し、これらを締結ロッドで固定した。この時の締結圧は電極の面積当たり10kgf/cm2とした。
このようにして燃料電池101(セルスタック1)を作成した。
The
Thus, the fuel cell 101 (cell stack 1) was produced.
この実験では、上述の燃料電池101を用いて、全熱交換器117、118を除いて本実施の形態に従って燃料電池発電システムを作成した。なお、本実施例の燃料電池発電システムでは、全熱交換器117、118に代えてバブラーを用い、このバブラーによって、所定の入口露点換算温度T1となるように燃料ガス及び酸化剤ガスを加湿及び加温した。従って、燃料ガス及び酸化剤ガスの入口露点換算温度T1は本実施の形態(図1)の燃料電池システム100を動作させる場合と同様に適切に制御された。
In this experiment, using the
以上のような構成を有する、タイプA乃至Eのセパレータを用いた燃料電池発電システムを、以下の条件で運転した。 The fuel cell power generation system using the type A to E separator having the above-described configuration was operated under the following conditions.
運転条件は、T1≧T2+(X℃+Y℃×(N―1)×ΔT/8℃) 但し、X=1〜2.5かつY=0.02〜0.027(運転条件2(及び運転条件1))を満す本発明の運転条件であり、具体的には、冷却水入口温度T2が61℃、冷却水出口温度T3が69℃、燃料ガス及び酸化剤ガスの入口露点換算温度T1が64℃であった。そして、電流密度を0.06〜0.2A/cm2の範囲(電流密度と流速はほぼ比例する)で運転し、フラッディング(発生電圧の不安定)が発生するか否かの判定を行った。燃料ガス利用率(Uf)および酸化剤ガス利用率(Uo)は、燃料電池から取出す電流量と供給するガスの量のバランスで調整された。各タイプのUfおよびUoは図24に示す通り(Ufは60%以上、Uoは40%以上かつ80%以下)とした。圧力損失は、セルスタックへのガスの入口(供給マニホールド)および出口(排出マニホールド)の圧力を測定して、その差分より求めた。 The operating conditions are T1 ≧ T2 + (X ° C. + Y ° C. × (N−1) × ΔT / 8 ° C.) where X = 1 to 2.5 and Y = 0.02 to 0.027 (operating condition 2 (and driving The operating conditions of the present invention satisfying the condition 1)). Specifically, the cooling water inlet temperature T2 is 61 ° C., the cooling water outlet temperature T3 is 69 ° C., and the fuel gas and oxidant gas inlet dew point conversion temperature T1. Was 64 ° C. Then, the current density was operated in the range of 0.06 to 0.2 A / cm 2 (the current density and the flow velocity are almost proportional), and it was determined whether flooding (unstable voltage generation) occurred. . The fuel gas utilization rate (Uf) and the oxidant gas utilization rate (Uo) were adjusted by the balance between the amount of current extracted from the fuel cell and the amount of gas supplied. Each type of Uf and Uo was as shown in FIG. 24 (Uf was 60% or more, Uo was 40% or more and 80% or less). The pressure loss was determined from the difference between the gas inlet (supply manifold) and outlet (exhaust manifold) pressures measured into the cell stack.
得られた結果を図25および図26に示す。図25は、アノード側の出口における流速と燃料ガスの圧力損失の関係を示すグラフである。図26は、カソード側の出口における流速と燃料ガスの圧力損失の関係を示すグラフである。図中、丸印(○)のプロットは、安定して発電が可能(電圧が安定)なこと、すなわち、フラッディングが発生していないことを示す。三角印(△)のプロットは、フラッディングの発生により発電が不安定(電圧が振動するなど不安定)なことを示す。×印のプロットは、フラッディングの発生により発電が不可能(電圧が下がって電力を取出せない)なことを示す。なお、本実施例では、アノードおよびカソード全面で結露水が発生する条件(過加湿)であるため、流速Va、Vcは、以下の式より求めた。 The obtained results are shown in FIG. 25 and FIG. FIG. 25 is a graph showing the relationship between the flow velocity at the outlet on the anode side and the pressure loss of the fuel gas. FIG. 26 is a graph showing the relationship between the flow velocity at the outlet on the cathode side and the pressure loss of the fuel gas. In the figure, the circled circles (◯) indicate that power generation is possible stably (voltage is stable), that is, no flooding has occurred. A plot indicated by a triangle (Δ) indicates that power generation is unstable (an unstable voltage is generated, for example) due to the occurrence of flooding. Plots with crosses indicate that power generation is impossible due to the occurrence of flooding (voltage cannot be lowered to extract power). In this example, since it is a condition (excessive humidification) that dew condensation water is generated on the entire surface of the anode and the cathode, the flow velocities Va and Vc were obtained from the following equations.
Va=(燃料ガス供給量−燃料ガス供給量×Uf+出口温度における飽和水蒸気量)/出口流路断面積
Vc=(酸化剤ガス供給量−酸化剤ガス供給量×Uo+出口温度における飽和水蒸気量)/出口流路断面積
図25を見れば分かるように、アノード側では、出口での流速が1.8m/s以上であることが好ましいことが明らかである。また、図26を見れば分かるように、カソード側では、出口での流速が2.8m/s以上であることが好ましいことが明らかである。圧力損失は、アノードでは3.6kPa以上10kPa以下、カソードでは2kPa以上10kPa以下が望ましいことが明らかである。従って、燃料ガス及び酸化剤ガスを反応ガスという上位概念で把握すると、この圧力損失は、2.0kPa以上であることが好ましいことになる。なお、フラッディング防止という観点からは、圧力損失は高い程望ましく、その上限を、例えばアノードで13.8kPa以下、カソードで11.4kPa以下としてもよい。また、アノード側での流速の上限は4.1m/s以下、カソード側での流速の上限は7.7m/s以下となった。なお、流速および圧力損失の上限値は、補機(ここでは燃料供給用のポンプ及び酸化剤ガス供給用のブロワ)の反応ガス供給圧力に関する性能の観点から経験則に基づいて決定した。
(実施例2)
実施例1と同様に作製した本実施例の燃料電池発電システム100を用いて、実施の形態1で図13に基づき説明した寿命試験を行った。
Va = (fuel gas supply amount−fuel gas supply amount × Uf + saturated water vapor amount at outlet temperature) / outlet channel cross-sectional area Vc = (oxidant gas supply amount−oxidant gas supply amount × Uo + saturated water vapor amount at outlet temperature) As shown in FIG. 25, on the anode side, it is clear that the flow velocity at the outlet is preferably 1.8 m / s or more. Further, as can be seen from FIG. 26, it is clear that the flow velocity at the outlet is preferably 2.8 m / s or more on the cathode side. It is clear that the pressure loss is preferably 3.6 kPa to 10 kPa for the anode and 2 kPa to 10 kPa for the cathode. Therefore, when the fuel gas and the oxidant gas are grasped by the superordinate concept of the reaction gas, the pressure loss is preferably 2.0 kPa or more. From the viewpoint of preventing flooding, the pressure loss is preferably as high as possible, and the upper limit thereof may be, for example, 13.8 kPa or less for the anode and 11.4 kPa or less for the cathode. Further, the upper limit of the flow rate on the anode side was 4.1 m / s or less, and the upper limit of the flow rate on the cathode side was 7.7 m / s or less. The upper limit values of the flow velocity and pressure loss were determined based on empirical rules from the viewpoint of performance related to the reaction gas supply pressure of an auxiliary machine (here, a fuel supply pump and an oxidant gas supply blower).
(Example 2)
Using the fuel cell power generation system 100 of the present example produced in the same manner as in Example 1, the life test described in
その結果、実施の形態1で述べたように、燃料電池101の寿命を向上させることができた。
As a result, as described in the first embodiment, the life of the
なお、上記実施の形態1では、燃料電池101から排出される反応ガス及び冷却水の少なくともいずれかとの全熱交換により、反応ガスを、所定の入口露点換算温度を有するように加湿及び加熱したが、これを、バブラー等の一般の加湿器を用いて行ってもよい。
In the first embodiment, the reaction gas is humidified and heated so as to have a predetermined inlet dew point converted temperature by total heat exchange with at least one of the reaction gas discharged from the
また、上記実施の形態1では、アノード側全熱交換器117、119、121とカソード側全熱交換器118、120、122とを別体としたが、これらを一体化してもよい。また、これらをセルスタック1と一体化してもよい。この場合、アノード側全熱交換器117、119、121と、カソード側全熱交換器118、120、122と、セルスタック1とは基本的構成が同じであるので、これらを容易に一体化することができる。
In the first embodiment, the anode-side
また、実施の形態1では、アノード側全熱交換器117、121とカソード側全熱交換器118、22とを冷却システム104の冷却循環流路112に並列に接続したが、アノード側全熱交換器117、121とカソード側全熱交換器118、22とを冷却システム104の冷却循環流路112に直列に接続してもよい。
In the first embodiment, the anode side
また、上記実施の形態1では、冷却水流路19、29を1又は2セル毎に設けたが、これを3以上のセル毎に設けてもよい。
Moreover, in the said
本発明に係る高分子電解質型燃料電池発電システムは、簡潔な構成に基づいて高分子電解質型燃料電池発電システムの高分子電解質膜の劣化を十分抑制しつつ、フラッディングを確実に防止することができる高分子電解質型燃料電池発電システムとして有用である。 The polymer electrolyte fuel cell power generation system according to the present invention can reliably prevent flooding while sufficiently suppressing deterioration of the polymer electrolyte membrane of the polymer electrolyte fuel cell power generation system based on a simple configuration. It is useful as a polymer electrolyte fuel cell power generation system.
1 セルスタック
2 セル
3A,3B 端板
4 酸化剤ガス供給マニホールド
5 燃料ガス供給マニホールド
6 燃料ガス排出マニホールド
7 酸化剤ガス排出マニホールド
8 冷却水供給マニホールド
9 冷却水排出マニホールド
10 カソード側セパレータ
11、21 酸化剤ガスの入口マニホールド孔
13、23 酸化剤ガスの出口マニホールド孔
17 酸化剤ガス流路
20 アノード側セパレータ
12、22 燃料ガスの入口マニホールド孔
14、24 燃料ガスの出口マニホールド孔
15、25 冷却水の入口マニホールド孔
16、26 冷却水の出口マニホールド孔
19、29 冷却水流路
28 燃料ガス流路
30 冷却水供給配管
41 高分子電解質膜
42A カソード
42B アノード
43 MEA
46 ガスケット
48 Oリング
51 酸化剤ガス供給配管
52 酸化剤ガス排出配管
53 燃料ガス供給配管
54 燃料ガス排出配管
55 冷却水排出配管
100 燃料電池発電システム
101 燃料電池
102 燃料ガス供給装置
103 酸化剤ガス供給装置
104 冷却システム
105 放熱装置
106 冷却水循環ポンプ
107 酸化剤ガス排出流路
108 制御装置
109 燃料ガス供給流路
110 燃料ガス排出流路
111 酸化剤ガス排出流路
112 冷却水循環流路
117 アノード側全熱交換器
118 カソード側全熱交換器
202 全熱交換セル
203A,203B 端板
204 第1の流体供給マニホールド
205 第2の流体供給マニホールド
206 第2の流体排出マニホールド
207 第1の流体排出マニホールド
210 第1のセパレータ
211,221 第1の流体の入口マニホールド孔
213,223 第1の流体の出口マニホールド孔
217 第1の流体流路
220 第2のセパレータ
212,222 第2の流体の入口マニホールド孔
214,224 第2の流体の出口マニホールド孔
228 第2の流体流路
243 疑似MEA
251 第1の流体供給配管
252 第1の流体排出配管
253 第2の流体供給配管
254 第2の流体排出配管
301 全熱交換セルスタック
301A 第1の全熱交換セルスタック
301B 第2の全熱交換セルスタック
301C 第3の全熱交換セルスタック
301D 第4の全熱交換セルスタック
302 全熱交換セル積層体
303A アノード側対冷却水熱交換器
303B カソード側対冷却水熱交換器
401 冷却水循環流路の燃料電池への入口
402 冷却水循環流路の燃料電池からの出口
403 燃料ガス入口
404 酸化剤ガス入口
500 加湿器付燃料電池
501 加湿器及び燃料電池一体化スタック
502 電池部
503 加湿器部
504A,504B 端板
510 第1のセパレータ
511 供給酸化剤ガス流路
512 供給燃料ガス流路
520 第2のセパレータ
521 排出酸化剤ガス流路
522 排出燃料ガス流路
TS1 入口温度センサ
TS2 出口温度センサ
DESCRIPTION OF
46 Gasket 48 O-
251 First
Claims (9)
燃料利用率が60%以上、酸化剤利用率が40%以上かつ80%以下、電流密度が0.15A/cm2〜0.3A/cm2の範囲で運転している場合に、
燃料ガス流路の出口におけるガス流速Vaが、1.8m/s以上かつ4.1m/s以下となり、
酸化剤ガス流路の出口におけるガス流速Vcが、2.8m/s以上かつ7.7m/s以下となる、高分子電解質型燃料電池。 A polymer electrolyte membrane; an anode as an electrode disposed on one surface of the polymer electrolyte membrane; an anode as an electrode disposed on the other surface of the polymer electrolyte membrane; and a fuel gas to the anode A unit component composed of an anode side separator having a fuel gas flow path for supplying and discharging gas and a cathode side separator having an oxidant gas flow path for supplying and discharging oxidant gas to the cathode, and A polymer electrolyte fuel cell that is operated under conditions where dew condensation water is generated in at least a part of a fuel gas channel or the oxidant gas channel,
When operating at a fuel utilization rate of 60% or more, an oxidant utilization rate of 40% or more and 80% or less, and a current density in the range of 0.15 A / cm 2 to 0.3 A / cm 2 ,
The gas flow velocity Va at the outlet of the fuel gas flow path is 1.8 m / s or more and 4.1 m / s or less,
A polymer electrolyte fuel cell, wherein a gas flow velocity Vc at an outlet of the oxidant gas flow path is 2.8 m / s or more and 7.7 m / s or less.
前記高分子電解質型燃料電池に燃料ガスを供給する燃料ガス供給装置と、
前記高分子電解質型燃料電池に酸化剤ガスを供給する酸化剤ガス供給装置と、
制御装置と、を備え、
前記制御装置は、前記燃料ガス流路または前記酸化剤ガス流路の少なくとも一部で結露水が発生する条件で、燃料利用率が60%以上、酸化剤利用率が40%以上かつ80%以下、電流密度が0.15A/cm2〜0.3A/cm2の範囲に入るように運転している場合に、
燃料ガス流路の出口におけるガス流速Vaが、1.8m/s以上かつ4.1m/s以下の範囲に入るように前記燃料ガス供給装置を制御し、
酸化剤ガス流路の出口におけるガス流速Vcが、2.8m/s以上かつ7.7m/s以下の範囲に入るように前記酸化剤ガス供給装置を制御する、高分子電解質型燃料電池発電システム。 A polymer electrolyte fuel cell according to claim 1;
A fuel gas supply device for supplying fuel gas to the polymer electrolyte fuel cell;
An oxidant gas supply device for supplying an oxidant gas to the polymer electrolyte fuel cell;
A control device,
The control device has a fuel utilization rate of 60% or more, an oxidant utilization rate of 40% or more and 80% or less under the condition that condensed water is generated in at least a part of the fuel gas passage or the oxidant gas passage. , When operating so that the current density falls within the range of 0.15 A / cm 2 to 0.3 A / cm 2 ,
Controlling the fuel gas supply device so that the gas flow velocity Va at the outlet of the fuel gas flow path is in the range of 1.8 m / s to 4.1 m / s,
A polymer electrolyte fuel cell power generation system that controls the oxidant gas supply device so that the gas flow velocity Vc at the outlet of the oxidant gas flow path falls within a range of 2.8 m / s to 7.7 m / s. .
前記冷却流体経路に冷却流体を供給する冷却流体供給装置と、
制御装置と、を備え、
前記制御装置は、前記発電が行われる時に、前記燃料ガス及び前記酸化剤ガスの少なくともいずれかの入口における全水分量を露点に換算した温度(以下、入口露点換算温度)をT1で表し、前記冷却流体の入口における温度(以下、冷却流体入口温度)をT2で表した場合に、T1≧T2+1℃の条件を満たすように、前記冷却流体供給装置を制御する、請求項1に記載の高分子電解質型燃料電池。 A cooling fluid path through the fuel cell;
A cooling fluid supply device for supplying a cooling fluid to the cooling fluid path;
A control device,
When the power generation is performed, the control device represents a temperature (hereinafter referred to as an inlet dew point converted temperature) in which the total moisture amount at the inlet of at least one of the fuel gas and the oxidant gas is converted to a dew point, and is represented by T1. 2. The polymer according to claim 1, wherein the cooling fluid supply device is controlled to satisfy a condition of T1 ≧ T2 + 1 ° C. when a temperature at a cooling fluid inlet (hereinafter referred to as a cooling fluid inlet temperature) is represented by T2. Electrolytic fuel cell.
The polymer electrolyte fuel cell according to claim 1, wherein a pressure loss of at least one of the supply gas on the anode side and the cathode side is 2 kPa or more and 10 kPa or less.
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