JP2007280748A

JP2007280748A - 燃料電池発電システムの起動方法

Info

Publication number: JP2007280748A
Application number: JP2006104900A
Authority: JP
Inventors: Akihiro Kabasawa; 明裕樺澤
Original assignee: Fuji Electric Holdings Ltd
Current assignee: Fuji Electric Co Ltd
Priority date: 2006-04-06
Filing date: 2006-04-06
Publication date: 2007-10-25

Abstract

【課題】冷媒流路中の気体を排除して冷媒の不均等分配を改善することで燃料電池スタックの温度を安定化し、燃料電池スタックの発電出力を安定させることができ、なおかつ循環ポンプの消費電力を低減できる燃料電池発電システムを提供することを課題とする。
【解決手段】燃料電池に冷媒を通流させる燃料電池発電システムの起動方法において、前記冷媒を循環ポンプで前記冷媒を貯留する貯留タンクから前記燃料電池を経由して前記貯留タンクに循環させて前記燃料電池内の冷媒流路中の気体を前記燃料電池内の冷媒流路から排出させる気体排出工程後に、前記燃料電池を発電させる発電工程を実行する。
【選択図】図３

Description

本発明は、燃料電池スタックの冷媒流路に滞留した気体を除去することで、発電量の低下を防止して安定化する燃料電池発電システムの起動方法に関するものである。

図５に従来の燃料電池発電システムの冷却装置の構成図を示す。制御装置１７は、貯留タンク１１に貯留している冷媒を、循環ポンプ１２により、冷媒配管１８を介して、燃料電池スタック１３および熱交換器２１に循環させる。熱交換器２１により冷媒の冷却が行われ、図６および図７で後述する単セルを複数積層して構成した燃料電池スタック１３に、所望の温度の冷媒を供給する。燃料電池は発電を開始すると反応熱により温度が徐々に高くなる。特に、燃料電池運転開始初期のように、燃料電池スタック１３の温度が設定温度より低い場合は、燃料電池スタック１３の温度をすばやく設定温度に近づけるためにヒーターで加熱された冷媒を供給することもある。一方、設定温度に到達後は、燃料電池の化学反応による反応熱により燃料電池スタック１３が設定温度より高くならないように、熱交換器２１で冷却された冷媒を供給して燃料電池スタック１３を冷却する。制御装置１７は、燃料電池スタック１３に設置された温度計１９で測定された温度と設定温度とを比較して冷媒の供給量を循環ポンプ１２の回転数で制御して、燃料電池スタック１３の温度を一定に保持する。例えば、固体高分子電解質型燃料電池では、発電時の燃料電池スタック１３の温度は、１００℃以下、望ましくは７０℃前後の温度範囲に制御される。

図６に従来の燃料電池における燃料ガス用セパレータの冷媒通流溝側の平面図を示す。燃料ガス用セパレータ５aにおいて、単セルに冷媒を通流させる上部冷媒通流溝７aおよび下部冷媒通流溝７bが形成されている。例えば、固体高分子電解質型燃料電池では、水やエチレングリコールなどが冷媒として使用される。冷媒は、燃料電池スタック１３の積層方向に貫通した冷媒入口マニホールド８aから、上部冷媒通流溝７aおよび下部冷媒通流溝７bにそれぞれ通流し、冷媒出口マニホールド８bを経て、燃料電池スタック１３から排出される。

また、単セルを積層した状態では、燃料ガス、酸化剤ガス、および冷媒が混合しないように、冷媒入口マニホールド，冷媒出口マニホールド，上部冷媒通流溝７a，下部冷媒通流溝７bと、燃料ガス入口マニホールドと、燃料ガス出口マニホールドと、酸化剤ガス入口マニホールドと、酸化剤ガス出口マニホールドは、パッキン２２で隔離される。
次に、燃料電池スタック１３を構成する単セルについて、固体高分子電解質型燃料電池を例に説明する。図７に図６のＡ−Ａ線において矢印Ａ方向に見た断面図を示す。固体高分子電解質型燃料電池は、パーフルオロスルホン酸樹脂膜などの固体高分子膜を電解質に用いる燃料電池であり、出力密度が高く電池寿命が長いなどの特長を有する。燃料電池スタックは、複数の単セルを積層して構成されている。単セルは、固体高分子電解質膜１の両面に電極２を形成した膜電極接合体３と、ガス拡散層４を、燃料ガス用セパレータ５aと酸化剤ガス用セパレータ５bで、挟持して構成される。電極２は、白金担持カ−ボン触媒などの触媒をもとに作製したものであり、ガス拡散層４は、カ−ボンペーパなどを用いたもので、電極２に燃料ガスおよび酸化剤ガスを拡散・供給するとともに、発電した電気を集電する機能を有する。燃料ガス用セパレータ５aの片面には、燃料ガスを通流させる燃料ガス通流溝６aが形成され、この裏面には上部冷媒通流溝７aおよび下部冷媒通流溝７bが形成されている。酸化剤ガス用セパレータ５bの片面には、酸化剤ガスを通流させる酸化剤ガス通流溝６bが形成されている。

燃料ガスは、燃料電池スタックの積層方向に貫通した図６に図示されている燃料ガス入口マニホールド９aから、燃料ガス通流溝６aを通流した後、燃料ガス出口マニホールド９bを経て、燃料電池スタック１３から排出される。
酸化剤ガスは、燃料電池スタックの積層方向に貫通した図６に図示されている酸化剤ガス入口マニホールド１０aから、酸化剤ガス通流溝６bを通流した後、酸化剤ガス出口マニホールド１０bを経て、燃料電池スタック１３から排出される。

燃料電池は、燃料ガスと酸化剤ガスの反応により水を生成する。この生成水は、燃料ガス通流溝６aを通流する燃料ガスおよび酸化剤ガス通流溝６bを通流する酸化剤ガスによって、単セルの外へ排出される。燃料ガス通流溝６aおよび酸化剤ガス通流溝６bの下流側ほど生成水が累積するため、燃料ガス出口マニホールド９bおよび酸化剤ガス出口マニホールド１０b近傍のガス通流溝では、燃料ガス入口マニホールド９aおよび酸化剤ガス入口マニホールド１０a近傍のガス通流溝と比べ、水が過剰になる。一方、燃料ガス入口マニホールド９aおよび酸化剤ガス入口マニホールド１０a近傍では、生成水が少ないので燃料ガスおよび酸化剤ガスは他の場所より乾燥しやすい。そこで、各ガスを冷却して露点を低下させて各ガスの湿度を上げるために、上部冷媒通流溝７aおよび下部冷媒通流溝７bは、各々燃料ガス入口マニホールド９aおよび酸化剤ガス入口マニホールド１０aの近傍を通流するよう形成されている。

しかし、運転停止から次の運転開始までの間に各単セルの上部冷媒通流溝７a内に冷媒中の小さな気泡が集合して冷媒で満たされていない空隙を生じ、上部冷媒通流溝７aの冷媒の通流が困難となる問題点があった。そして、単セル内で冷媒供給量が不均等になると、冷却が不十分な部分では温度が異常に上昇するので単セルの発電効率が低下し、冷却が不十分な領域面積の変化により発電量も不安定になるという悪影響があった。
従来の燃料電池発電システムは、燃料電池スタック１３の温度を計測して、この温度を設定値に保つように循環ポンプ１２の回転数を制御するフィードバック制御機構を備え、燃料電池発電システムの起動時には図８に示すような挙動をする制御を行っていた。（以下、従来技術１と称する）
図８のＢは、発電出力１００％の場合の冷媒流量の挙動を示したものである。ｔ３で発電を開始すると、制御装置１７は、燃料電池スタック１３を設定温度に近づけるために冷媒流量を増加させる。Ｑ３は、冷媒中に気泡がない場合の冷媒流量である。冷媒中に気泡が存在する場合は、冷却に必要な冷媒流量が増加するのでＱ３より多い冷媒流量になるよう制御される。しかし、暫くすると気泡が除去され冷媒流量がＱ３に漸近した。
図８のＣは、発電出力１００％に満たない場合の冷媒流量の挙動の一例を示したものである。ｔ３で発電を開始すると、制御装置１７は、燃料電池スタック１３を設定温度に近づけるために冷媒流量を増加させる。Ｑ４は、冷媒中に気泡がない場合の冷媒流量である。尚、Ｑ４がＱ３より少ない理由は、燃料電池スタック１３の発電量が少ないので、発熱量も少なくなり、よって冷媒流量も少なくなるためである。冷媒中に気泡が存在する場合は、冷却に必要な循環ポンプ１２の回転数が増加する。つまり、見かけの冷媒流量が増加するのでＱ４より多い冷媒流量Ｑ５になるよう制御される。そして、冷媒中の気泡が除去されるほど冷媒流量が高くないので、循環ポンプ１２の回転数が高い状態は継続される。

別の温度制御方法としては、循環ポンプ１２の回転数を一定に保ち、冷媒の温度を熱交換器２１で調節する方法が知られている。（以下、従来技術２と称する）図１にこの従来の燃料電池システムの冷却装置の構成図を示す。既に図５で説明した物と同じ機能の物については同符号で示した。
この燃料電池発電システムは、図６および図７で説明した単セルを複数積層して構成した燃料電池スタック１３と、燃料電池スタック１３を冷却する冷媒と、冷媒を貯留する貯留タンク１１と、燃料電池スタック１３と貯留タンク１１を冷媒が循環できるように配設した冷媒配管１８と、冷媒配管１８に設置した循環ポンプ１２と、燃料電池スタック１３の温度を測定する温度計１９と、燃料電池スタック１３の温度を設定温度に近づけるために冷媒を冷却する熱交換器２１を制御する制御装置２２とを備えている。

そして、従来技術２の起動方法は、図９に示す制御が行われる。ｔ３で発電を開始すると、制御装置２２は、冷媒流量を従来技術１における発電出力１００％時の冷媒流量（Ｑ３）より多い冷媒流量（Ｑ６）になるように制御する。そして、制御装置２２は、燃料電池スタック１３を設定温度に近づけるようにオンオフ制御やPID制御等により熱交換器２１の冷媒冷却能力をコントロールする。従来技術２の制御を行い冷媒流量Ｑ６を維持した状態では、冷媒中の気泡が除去されるので発電量が安定する。

また、特許文献１では、燃料電池スタックの外部に空気抜き管を設けて冷媒中の気泡を除去する技術について記載されている。
また、特許文献２では、循環供給管路に、空気抜きのための空気排出容器を設け、循環供給管路内の空気を、当該空気排出容器に導いて、空気を排出する技術が記載されている。
特開２００３−１５１５７５号公報特開２００３−１２３８０５号公報

従来技術１の燃料電池発電システムの起動方法において、発電出力１００％に満たない場合（図８のＣ）は、冷媒流路中に気泡があるので、気泡の分布状況によりセルの温度分布が生じる。そして、発電出力１００％運転後（図８のＢ）は、冷媒流路中の気泡は除去されているが、発電量に応じて冷媒流量が変更されるので、冷媒の伝熱量分布が偏り、セルに温度分布が生じる。以上のようにいずれの状況においても、セルに温度分布が生じるので、酸化剤ガス通流溝６ｂで過剰に冷やされた酸化剤ガスから凝縮水が生じ、酸化剤ガスの供給が阻害され、発電量が減少したり不安定になる問題点があった。
また、従来技術２の燃料電池発電システムの起動方法において、冷媒中の気泡を除去するために循環ポンプ１２の回転数を発電出力１００％時の冷媒流量（Ｑ３）より多い冷媒流量（Ｑ６）になるように維持し続けるので、循環ポンプ１２の消費電力が多くなるという問題点があった。
また、特許文献１では、燃料電池スタックの外部に空気抜き管を設ける必要があり、配管が複雑になる問題点があった。
また、特許文献２では、当該空気排出容器を設けて、空気を排出する技術の採用により、空気抜きのための循環水量を確保するための余分な循環ポンプの駆動が不要になると述べているが、しかし、空気排出器を新たに設けることは、燃料電池発電システム全体の構造を複雑化し、そのコンパクト化の妨げとなる問題点があった。

そこで、本発明は、冷媒流路中の気体を排除して冷媒の不均等分配を改善することで燃料電池スタックの温度を安定化し、燃料電池スタックの発電出力を安定させることができ、なおかつ循環ポンプの消費電力を低減できる燃料電池発電システムの起動方法を提供することを課題とする。

本発明は、上記課題を解決するべく、以下の手段を提供する。請求項１の発明は、燃料電池に冷媒を通流させる燃料電池発電システムの起動方法において、前記冷媒を循環ポンプで前記冷媒を貯留する貯留タンクから前記燃料電池を経由して前記貯留タンクに循環させて前記燃料電池内の冷媒流路中の気体を前記燃料電池内の冷媒流路から排出させる気体排出工程後に、前記燃料電池を発電させる発電工程を実行することを特徴とする。

請求項２の発明は、請求項１に記載の燃料電池発電システムの起動方法において、前記気体排出工程は、冷媒圧力を前記燃料電池の最大発電量運転時の定格冷媒圧力より高い圧力に所定時間維持させる圧力維持工程であることを特徴とする。
請求項３の発明は、請求項１に記載の燃料電池発電システムの起動方法において、前記気体排出工程は、冷媒流量を前記燃料電池の最大発電量運転時の定格冷媒流量より大きな流量に所定時間維持させる流量維持工程であることを特徴とする。

請求項４の発明は、請求項１または２のいずれか１項に記載の燃料電池発電システムの起動方法において、前記気体排出工程が、前記燃料電池より下流から前記貯留タンクの間の冷媒流路に設けた循環冷媒弁を閉じるもしくは絞った状態で前記循環ポンプを作動させる抑制工程と、前記循環ポンプを作動のまま前記循環冷媒弁を開くフラッシング工程とを備え、前記抑制工程後に前記フラッシング工程を実行させることを特徴とする。

請求項５の発明は、請求項１から４のいずれか１項に記載の燃料電池発電システムの起動方法において、前記気体排出工程時の前記冷媒圧力が式１を満たすように、前記循環ポンプの流量および／または前記循環冷却弁の開度を制御することを特徴とする。
Ｐ２＞Ｐ１＋９．８０７・ｈ・ｒ・・・式１
ここで、Ｐ２[Pa]：前記気体排出工程時の前記冷媒圧力、Ｐ１[Pa]：前記燃料電池の定格運転時における冷媒入口圧力、ｈ[m]：冷媒通流溝入口から前記燃料電池の冷媒通流溝の最上部までの高さ、ｒ[kg/m³]：前記冷媒の密度である。

請求項６の発明は、請求項２から５のいずれか１項に記載の燃料電池発電システムの起動方法において、前記所定時間が、前記貯留タンクより下流から前記燃料電池の終端までの冷媒全量が入れ替わるのに要する時間以上であることを特徴とする。

請求項１から６の燃料電池発電システムの起動方法は、冷媒を循環ポンプで冷媒を貯留する貯留タンクから燃料電池を経由して貯留タンクに循環させて燃料電池内の冷媒流路中の気体を燃料電池内から排出させる気体排出工程後に、燃料電池を発電させる発電工程を実行することにより、燃料電池スタックが発電開始する前に冷媒の不均等分配を改善できるので、セルの温度分布を均等にできるようになり、燃料電池の発電出力を安定化できる効果を奏する。そして、従来技術２に比べて発電中の循環ポンプの流量を低減できるので省電力に運転できる効果を奏する。

請求項４の燃料電池発電システムの起動方法は、気体排出工程が、前記燃料電池より下流から前記貯留タンクの間の冷媒流路に設けた循環冷媒弁を閉じるもしくは絞った状態で循環ポンプを作動させる抑制工程と、循環ポンプを作動のまま循環冷媒弁を開くフラッシング工程とを備え、抑制工程後にフラッシング工程を実行させることにより、循環ポンプを回転数制御することなく冷媒流量を制御できるのでインバーターを削減できるという効果を奏する。

請求項５の燃料電池発電システムの起動方法は、気体排出工程時の冷媒圧力が式１を満たすように、循環ポンプの流量および／または循環冷却弁の開度を制御することにより、発電前の循環ポンプの運転エネルギー増加を最小限に抑えられるという効果を奏する。
請求項６の燃料電池発電システムの起動方法は、前記所定時間が、前記貯留タンクより下流から前記燃料電池の終端までの冷媒全量が入れ替わるのに要する時間以上であることにより、気体排出工程後に燃料電池内の冷媒流路に気体が流入することを防止できる。

本発明の実施例について、図面をもとに、以下に説明する。図１は、本発明に係る燃料電池発電システムの冷却装置の概略構成を示した図である。既に図５から図７で説明した物と同じ機能の物については同符号で示した。そして、図２は、本発明の実施形態に係る燃料電池発電システムの起動方法のフロー図である。
本発明に係る燃料電池発電システムは、燃料電池スタック１３と、燃料電池スタック１３を冷却する冷媒と、冷媒を貯留する貯留タンク１１と、燃料電池スタック１３と貯留タンク１１を冷媒が循環できるように配設した冷媒配管１８と、冷媒配管１８に設置した循環ポンプ１２と、循環ポンプ１２により冷媒流量を制御する制御装置２２とを備えた燃料電池発電システムにおいて、燃料電池スタック１３の冷媒流路内の気体を排出させる気体排出工程後に、前記燃料電池スタックを発電させる前記制御装置２２を備える。

制御装置２２は、貯留タンク１１に貯留している冷媒を、循環ポンプ１２により、冷媒配管１８を介して、燃料電池スタック１３および熱交換器２１に循環させる。熱交換器２１により冷媒の冷却が行われ、図６および図７で後述する単セルを複数積層して構成した燃料電池スタック１３に、所望の温度の冷媒を供給する。燃料電池運転開始初期のように、燃料電池スタック１３の温度が設定温度より低い場合は、燃料電池スタック１３の温度をすばやく設定温度に近づけるために、図示していないヒーターを貯留タンクに設けて冷媒を加熱することとしてもよい。一方、設定温度に到達後は、燃料電池の化学反応による反応熱により燃料電池スタック１３が設定温度より高くならないように、熱交換器２１で冷却された冷媒を供給する。
冷媒配管１８の冷媒圧力を測定し制御装置２２に情報を伝達する圧力計１４を備え、前記制御装置２２が、冷媒圧力を燃料電池スタック１３の最大発電量運転時の定格冷媒圧力より高い圧力に所定時間維持させる圧力維持工程後に、燃料電池スタック１３を発電させる発電工程を備えることが望ましい。本発明において、圧力計１４を用いた場合の冷媒圧力の時間変化を示す図を図３に示す。
燃料電池発電システムを起動させると、制御装置２２は、冷媒中の気泡を除去できる冷媒圧力Ｐ２になるように循環ポンプ１２を制御する。次いで、制御装置２２は、冷媒圧力がＰ２に達した後（ｔ２）、冷媒圧力Ｐ２を所定時間維持し、その後、燃料電池スタックの発電を開始させる。すると、燃料電池スタック内の冷媒流路の気体は、燃料電池スタックから排出され、貯留タンクに移動する。そして、貯留タンクに集合した気体は、大気中に排出される。ｔ３までの時間を予め指定できる場合は、タイマーで燃料電池発電システム起動時からｔ３までを計測し、ｔ３後に冷媒圧力Ｐ２の維持を解除し、燃料電池スタックの発電を開始してもよい。ｔ３以降は、発電出力１００％時の冷媒圧力Ｐ３一定になるように制御する。
また、前記圧力計１４の代わりに冷媒配管１８の冷媒流量を測定し前記制御装置２２に情報を伝達する流量計１５を備え、前記制御装置２２が、冷媒流量を燃料電池スタック１３の最大発電量運転時の定格冷媒流量より大きな流量に所定時間維持させる流量維持工程後に、燃料電池スタック１３を発電させる発電工程を備えることとしても良い。本発明において、流量計１５を用いた場合の冷媒流量の時間変化を示す図を図４に示す。
燃料電池発電システムを起動させると、制御装置２２は、前述の冷媒圧力Ｐ２となる冷媒流量Ｑ２になるように循環ポンプ１２を制御する。次いで、制御装置２２は、冷媒流量がＱ２に達した後（ｔ２）、冷媒流量Ｑ２を所定時間維持し、その後、燃料電池スタック１３の発電を開始させる。ｔ３までの時間を予め指定できる場合は、タイマーで燃料電池発電システム起動時からｔ３までを計測し、ｔ３後に冷媒流量Ｑ２の維持を解除し、燃料電池スタック１３の発電を開始してもよい。ｔ３以降は、発電出力１００％時の冷媒流量Ｑ３一定になるように制御する。

圧力計１４を用いた場合、あるいは、流量計１４を用いた場合に関わらず、発電中は、燃料電池スタックの発電量の変動により、燃料電池スタックの発熱量も変動する。そこで、制御装置２２は、燃料電池スタック１３を設定温度に近づけるようにオンオフ制御やPID制御等により熱交換器２１の冷媒冷却能力をコントロールする。
そして、燃料電池スタック１３より下流の冷媒配管１８に循環冷媒弁１６を備え、循環冷媒弁１６を閉じるもしくは絞った状態で循環ポンプ１２を作動させる抑制工程と、循環ポンプ１２を作動のまま循環冷媒弁１６を開くフラッシング工程とをこの順で実行させることとしても良い。循環冷媒弁１６としては、例えば、ニードル弁、電磁弁などを用いることができる。

制御装置２２は、ＭＰＵ（マイクロプロセッサユニット）を搭載し温度計１９、圧力計１４または流量計１５から得られた測定値を演算し循環ポンプ１２の回転数や循環冷媒弁１６の開閉制御を行う。
特に、発電開始前の制御装置２２は、圧力計１４で測定された圧力の測定値、または流量計１５で測定された流量の測定値をもとに、循環ポンプ１２の吐出流量の調節および循環冷媒弁１６の制御を行う。

より詳細には、前記気体排出工程時の前記冷媒圧力が式１を満たすように、前記循環ポンプの流量および／または前記循環冷却弁の開度を制御することが望ましい。
Ｐ２＞Ｐ１＋９．８０７・ｈ・ｒ・・・・・・式１
ここで、Ｐ２[Pa]：前記気体排出工程時の冷媒圧力、Ｐ１[Pa]：燃料電池スタックの定格運転時における冷媒入口圧力、ｈ[m]：冷媒通流溝入口から燃料電池スタックの冷媒通流溝の最上部までの高さ、ｒ[kg/m³]：冷媒の密度である。

９．８０７・ｈ・ｒは、上部冷媒通流溝７a内にて途切れた冷媒を、冷媒通流溝入口７と上部冷媒通流溝７aの最上部との高低差ｈに抗して、上部冷媒通流溝７aの最上部まで押し上げるのに要する圧力である。
Ｐ１は、式２に示したように、燃料電池スタックの圧力損失ΔP_cell[Pa]と冷媒出口圧力P_out[Pa]の和で表される。
Ｐ１＝ΔP_cell＋ P_out ・・・式２
ここで、ΔP_cell、およびP_outは、以下の式３、４で計算される。
ΔP_cell＝9.807・ｒ・λ_cell（L_cell /ｄ_cell）・（u_cell ²/2g）・・・式３
式３において、ｄ_cell[m]：燃料電池スタック内の冷媒流路の内径、L_cell[m]：燃料電池スタック内の冷媒流路長さ、λ_cell [-]：燃料電池スタック内の管摩擦係数、u_cell[m/s]：燃料電池スタック内の冷媒の平均流速、ｇ [m/s²]：重力加速度である。

燃料電池スタックの圧力損失ΔP_cellは、燃料電池スタックの冷媒流路の形状（流路本数，断面積，長さなど）と冷媒種類，冷媒温度，冷媒流量が決まれば、一義的に決まる圧力損失である。冷媒流路の形状は燃料電池スタックの設計時に任意に決定できる要素であるが、一般的に燃料電池の運転条件を考慮して設計する値である。
一方、冷媒出口圧力P_outも、燃料電池スタックから出た後の冷媒出口配管によって決まる値である。
P_out＝9.807・ｒ・λ_out（L_out /ｄ_out）・（u_out ²/ 2g）・・・式４
式４において、ｄ_out[m]：冷媒出口配管の内径、L_out [m]：冷媒出口配管長さ、λ_out[-]：冷媒出口配管の管摩擦係数、u_out [m/s]：冷媒出口配管の冷媒の平均流速、ｇ [m/s²]：重力加速度である。

式２に式３、４を代入すると、Ｐ１は以下の式５になる。
Ｐ１＝9.807・ｒ（λ_cell（L_cell /ｄ_cell）・（u_cell ²/2g）＋λ_out（L_out/ｄ_out）・（u_out ² /2g））・・・式５
冷媒圧力Ｐ２がＰ１＋９．８０７・ｈ・ｒ以下であると、冷媒を冷媒流路の最上部位置まで押し上げて冷媒中の気泡を除くことが十分にできず、冷媒中の気泡が残留するため冷媒の分配が不均一になり、発電中の燃料電池スタックの温度を均一にすることができなくなる。

また、圧力計１４の代わりに流量計１５を用いた場合は、冷媒圧力がＰ２になる冷媒流量を予め求めておき、前記気体排出工程時にこの冷媒流量になるように制御すればよい。
一方、発電中の制御装置２２は、燃料電池スタック１３に設置された温度計１９で測定された温度と設定温度とを比較して、燃料電池スタック１３を設定温度に近づけるように熱交換器２１による冷媒冷却能力をオンオフ制御やPID制御して、燃料電池スタック１３の温度を一定に保持する。例えば、固体高分子電解質型燃料電池では、発電時の燃料電池スタック１３の温度は、１００℃以下、望ましくは７０℃前後の温度範囲に制御される。温度計１９の設置場所は、燃料電池スタック１３の代表温度を求められるように複数設置しても構わないが、燃料電池スタック１３の冷媒下流側のセルの上部温度のみを測定するようにすれば、他の温度計の設置数を減らしてもよい。

上記の内容に基づく燃料電池発電システムの実施例を以下に示す。
まず、使用した燃料電池スタック１３は、次のように製作した。電解質膜１として、デュポン社製ナフィオンＮ−１１２を用い、その片面に、燃料極用として、白金・ルテニウム担持カーボン触媒を用いた燃料極用電極を、他の片面に、白金担持カーボン触媒を用いた空気極用電極を、それぞれ形成して、膜電極接合体（ＭＥＡ）３を製作した。電極２の有効面積は、１０ｃｍ×１０ｃｍの１００ｃｍ^２とした。さらに、製作した膜電極接合体３に、ガス拡散層４を組み合わせ、燃料ガス用セパレータ５aと酸化剤ガス用セパレータ５bで、挟持して、単セルを製作した。当該単セルの基本的な構成は、図４および図６に示したものと同様である。そして、この単セル３０個を積層して燃料電池スタック１３を製作した。そして、積層した３０個の単セルのうち、燃料電池スタック１３端から２枚目の単セルから等間隔の位置にある１０個の単セルについて、そのセパレータの側面に熱電対を挿入し、単セルの温度を測定した。熱電対の挿入箇所は、セパレータ側面の中央点、中央点から３．５ｃｍ上方の点、中央点から３．５ｃｍ下方の点の３点とした。以下、測定した中央点の温度を中段温度、中央点から３．５ｃｍ上方の点の温度を上段温度、中央点から３．５ｃｍ下方の点の温度を下段温度とする。冷媒は水を用いた。循環ポンプ１２は、回転数制御によりポンプ吐出流量の調節可能なものを用いた。

まず、燃料電池スタック１３に燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給せず、発電しない状態において、循環ポンプ１２のみを起動した。このとき、燃料電池スタック１３の定格出力運転時における循環ポンプ１２吐出圧力の１．３倍の圧力で、３０秒間維持し、上部冷媒通流溝７aと下部冷媒通流溝７b内の冷媒に、気泡がない状態とした。続いて、燃料電池スタック１３に燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給して、発電出力１００％運転を開始した。
運転を開始後、１時間経過時に、単セル温度を測定した。測定した１０個のセルについて、その上段温度、中段温度、下段温度は、いずれも７０℃であり、３時間経過時の測定でも、同様な結果であった。したがって、各単セルについて、面内の温度のばらつきはなく、均一に冷却されており、冷媒の通流不良による、部分的な温度上昇は認められなかった。Ｐ２は６.５ｋＰａであり、発電運転中の冷媒圧力Ｐ３は５ｋＰａであった。この時の循環ポンプの消費電力は６Ｗであった。以上の測定後、燃料電池発電システムの運転を停止し一晩放置して、翌日、燃料電池スタック１３が室温２５℃に戻ったことを確認後、以下の実施例２を実施した。

まず、燃料電池スタック１３に燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給せず、発電しない状態において、循環ポンプ１２のみを起動した。このとき、燃料電池スタック１３の定格出力運転時における循環ポンプ１２吐出流量の１．３倍の流量で、３０秒間維持し、上部冷媒通流溝７aと下部冷媒通流溝７b内の冷媒に、気泡がない状態とした。尚、貯留タンク１１より下流から燃料電池スタック１３の終端までの冷媒流路体積は２.６Ｌであったので、冷媒を３０秒間５.２Ｌ／ｍｉｎで流すと、貯留タンク１１より下流から前記燃料電池スタック１３の終端までの冷媒全量が入れ替わることになる。続いて、燃料電池スタック１３に燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給して、発電出力１００％運転を開始した。
運転を開始後、１時間経過時に、単セル温度を測定した。測定した１０個のセルについて、その上段温度、中段温度、下段温度は、いずれも７０℃であり、３時間経過時の測定でも、同様な結果であった。したがって、各単セルについて、面内の温度のばらつきはなく、均一に冷却されており、冷媒の通流不良による、部分的な温度上昇は認められなかった。Ｑ２は５.２Ｌ／ｍｉｎであり、発電運転中の冷媒流量Ｑ３は４Ｌ／ｍｉｎであった。以上の測定後、燃料電池発電システムの運転を停止し一晩放置して、翌日、燃料電池スタック１３が室温２５℃に戻ったことを確認後、以下の実施例３を実施した。

燃料電池スタック１３より下流の冷媒配管に循環冷媒弁を備えた燃料電池発電システムで以下の検討を行った。まず、燃料電池スタック１３に燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給せず、発電しない状態において、循環ポンプ１２のみを起動した。次に、循環冷媒弁を閉じるもしくは絞った状態で循環ポンプを作動させる抑制工程を実施した。この抑制工程は、３０秒間継続させた。次に、循環ポンプを作動のまま循環冷媒弁を開くフラッシング工程を実施した。気泡の除去をより確実にするために、この抑制工程とフラッシング工程を繰り返し実施してもよい。すると、上部冷媒通流溝７aと下部冷媒通流溝７b内の冷媒に、気泡がない状態となった。続いて、燃料電池スタック１３に燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給して、発電出力１００％運転を開始した。
運転を開始後、１時間経過時に、単セル温度を測定した。測定した１０個のセルについて、その上段温度、中段温度、下段温度は、いずれも７０℃であり、３時間経過時の測定でも、同様な結果であった。したがって、各単セルについて、面内の温度のばらつきはなく、均一に冷却されており、冷媒の通流不良による、部分的な温度上昇は認められなかった。Ｐ２は６.５ｋＰａであり、発電運転中の冷媒圧力Ｐ３は５ｋＰａであった。以上の測定後、燃料電池発電システムの運転を停止し一晩放置して、翌日、燃料電池スタック１３が室温２５℃に戻ったことを確認後、以下の実施例４を実施した。

まず、燃料電池スタック１３に燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給せず、発電しない状態において、循環ポンプ１２のみを起動した。このとき、循環ポンプの消費電力を極力低減できる条件を見出すために、燃料電池スタック１３の定格出力運転時における冷媒圧力Ｐ２がＰ１＋９．８０７・ｈ・ｒより若干大きくなるようにし、３０秒間維持した。
より詳細には、冷媒である水の密度γ（７０℃において０．９７２ｇ／ｃｍ^３）と、冷媒通流溝入口７と上部冷媒通流溝７aの最上部との高低差ｈ０．０５ｍから、Ｐ１＋９．８０７・ｈ・ｒは、５．４８ｋＰａであった。そこで、冷媒入口圧力Ｐ２を、５．４８ｋＰａより大きいＮ／ｍ^２５．５ｋＰａとなるように循環ポンプ１２の運転条件を制御した。

続いて、燃料電池スタック１３に燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給して、発電出力１００％運転を開始した。
運転を開始後、１時間経過時に、単セル温度を測定した。測定した１０個の単セルの平均温度は、上段温度は７０℃、中段温度は７０℃、下段温度は７０℃であった。３時間経過時の測定でも、同様な結果であった。したがって、各単セルについて、面内の温度のばらつきはなく、均一に冷却されており、冷媒の通流不良による、部分的な温度上昇は認められなかった。発電運転中の冷媒圧力Ｐ３は５ｋＰａであった。以上の測定後、燃料電池発電システムの運転を停止し一晩放置して、翌日、燃料電池スタック１３が室温２５℃に戻ったことを確認後、以下の比較例１を実施した。
［比較例１］

図９に示した前記従来技術２の起動方法を実施した。燃料電池スタックに燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給すると共に冷媒流量も増加させ、発電出力１００％運転を開始した。運転開始から１時間経過後に、燃料電池スタックの温度を測定した。測定した１０個の単セルの平均温度は、上段温度は７０℃、中段温度は７０℃、下段温度は７０℃であった。この時の循環ポンプの消費電力は１０Ｗであった。以上の測定後、燃料電池発電システムの運転を停止し一晩放置して、翌日、燃料電池スタック１３が室温２５℃に戻ったことを確認後、以下の比較例２を実施した。
［比較例２］

まず、燃料電池スタック１３に燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給せず、発電しない状態において、循環ポンプ１２のみを起動した。このとき、循環ポンプの消費電力を極力低減できる条件を見出すために、燃料電池スタック１３の運転時における冷媒圧力Ｐ２がＰ１＋９．８０７ｈ・ｒと同じになるようにし、３０秒間維持した。続いて、燃料電池スタック１３に燃料ガスおよび酸化剤ガスを供給して、発電出力１００％運転を開始した。
運転を開始後、１時間経過時に、単セル温度を測定した。測定した１０個の単セルの平均温度は、上段温度は７３℃、中段温度は７１℃、下段温度は７０℃であった。３時間経過時の測定では、上段温度は７５℃、中段温度は７２℃、下段温度は７０℃であった。したがって、上段温度は高くセル上部の冷却が十分でなく温度が上昇していることが分かった。発電中の圧力計１４の測定値は５ｋＰａであった。以上の測定後、燃料電池発電システムの運転を停止し一晩放置して、翌日、燃料電池スタック１３が室温２５℃に戻ったことを確認後、以下の比較例３を実施した。
［比較例３］

冷媒圧力Ｐ２を維持する時間を２秒にした点を除き、実施例４と同じ条件で実験を行った。
運転を開始後、１時間経過時に、単セル温度を測定した。測定した１０個の単セルの平均温度は、上段温度は７３℃、中段温度は７１℃、下段温度は７０℃であった。３時間経過時の測定では、上段温度は７５℃、中段温度は７２℃、下段温度は７０℃であった。したがって、上段温度は高くセル上部の冷却が十分でなく温度が上昇していることが分かった。発電中の圧力計１４の測定値は５ｋＰａであった。

以上の結果から、次のような知見が得られた。
実施例１から４では、燃料電池スタック１３の発電前に冷媒通流溝７内の冷媒中に気泡がない状態になり、燃料電池スタック１３の温度のばらつきが無く、温度は均一であった。そして、実施例１は、従来技術２の起動方法を実施した比較例１と比べて、発電中の循環ポンプの消費電力を低減できた。

また、実施例４と比較例２を比較すると、Ｐ２＞Ｐ１＋９．８０７・ｈ・ｒとしたことで、燃料電池スタック１３の温度のばらつきを改善できた。
さらに、気体除去を行う時間を、貯留タンクより下流から燃料電池スタックの終端までの冷媒全量が入れ替わるのに要する時間以上にしたことで、気体排出工程後に燃料電池スタック内の冷媒流路に気体が流入してセルの温度分布が不均一になることを防止できた。

本発明の実施形態に係る燃料電池発電システムの冷却装置の構成図本発明の実施形態に係る燃料電池発電システムの起動方法のフロー図本発明の圧力計を用いた場合の冷媒入口圧力の時間変化を示す図本発明の流量計を用いた場合の冷媒入口圧力の時間変化を示す図従来の燃料電池発電システムの冷却装置の構成図従来の燃料電池における燃料ガス用セパレータの冷媒通流溝側の平面図図６のＡ−Ａ線断面図従来技術１の起動方法における冷媒流量の経時変化従来技術２の起動方法における冷媒流量の経時変化

符号の説明

１電解質膜
２電極
３膜電極接合体（ＭＥＡ）
４ガス拡散層
５a 燃料ガス用セパレータ
５b 酸化剤ガス用セパレータ
６a 燃料ガス通流溝
６b 酸化剤ガス通流溝
７冷媒通流溝入口
７a 上部冷媒通流溝
７b 下部冷媒通流溝
８a 冷媒入口マニホールド
８b 冷媒出口マニホールド
９a 燃料ガス入口マニホールド
９b 燃料ガス出口マニホールド
１０a 酸化剤ガス入口マニホールド
１０b 酸化剤ガス出口マニホールド
１１貯留タンク
１２循環ポンプ
１３燃料電池スタック
１４圧力計
１６循環冷媒弁
１７制御装置
１８冷媒配管
１９温度計
２０補強材
２１熱交換器
２２制御装置

Claims

燃料電池に冷媒を通流させる燃料電池発電システムの起動方法において、
前記冷媒を循環ポンプで前記冷媒を貯留する貯留タンクから前記燃料電池を経由して前記貯留タンクに循環させて前記燃料電池内の冷媒流路中の気体を前記燃料電池内の冷媒流路から排出させる気体排出工程後に、前記燃料電池を発電させる発電工程を実行することを特徴とする燃料電池発電システムの起動方法。
前記気体排出工程は、冷媒圧力を前記燃料電池の最大発電量運転時の定格冷媒圧力より高い圧力に所定時間維持させる圧力維持工程であることを特徴とする請求項１に記載の燃料電池発電システムの起動方法。
前記気体排出工程は、冷媒流量を前記燃料電池の最大発電量運転時の定格冷媒流量より大きな流量に所定時間維持させる流量維持工程であることを特徴とする請求項１に記載の燃料電池発電システムの起動方法。
前記気体排出工程は、前記燃料電池より下流から前記貯留タンクの間の冷媒流路に設けた循環冷媒弁を閉じるもしくは絞った状態で前記循環ポンプを作動させる抑制工程と、前記循環ポンプを作動のまま前記循環冷媒弁を開くフラッシング工程とを備え、前記抑制工程後に前記フラッシング工程を実行させることを特徴とする請求項１または２のいずれか１項に記載の燃料電池発電システムの起動方法。
前記気体排出工程時の前記冷媒圧力が式１を満たすように、前記循環ポンプの流量および／または前記循環冷却弁の開度を制御することを特徴とする請求項１から４のいずれか１項に記載の燃料電池発電システムの起動方法。
Ｐ２＞Ｐ１＋９．８０７・ｈ・ｒ・・・式１
（ここで、Ｐ２[Pa]：前記気体排出工程時の前記冷媒圧力、Ｐ１[Pa]：前記燃料電池の定格運転時における冷媒入口圧力、ｈ[m]：冷媒通流溝入口から前記燃料電池の冷媒通流溝の最上部までの高さ、ｒ[kg/m³]：前記冷媒の密度である。）
前記所定時間が、前記貯留タンクより下流から前記燃料電池の終端までの冷媒全量が入れ替わるのに要する時間以上であることを特徴とする請求項２から５のいずれか１項に記載の燃料電池発電システムの起動方法。