JP2009026738A - 燃料電池システム及びその運転方法 - Google Patents

Abstract

【課題】燃料電池スタックの残留水量を計測するための追加装置を設けることなく、燃料電池スタック内部の残留水量に応じた暖機発電電力で暖機発電することができる燃料電池システムを提供する。
【解決手段】コントローラ２０は、燃料電池システムの起動時から発電停止までの間に、電流センサ１６が検出した発電電流の積分値である総発電量Ｑを計算し、総発電量記憶部２２へ記憶する。またコントローラ２０は、前回停止時の燃料電池温度Ｔｓを温度センサ１８で測定して、発電停止時温度記憶部２３へ記憶する。燃料電池システムの起動時に、コントローラ２０は、発電停止時の燃料電池温度Ｔｓ、総発電量Ｑ、起動時の燃料電池温度Ｔｎに基づいて燃料電池スタック２内部の残留水量Ｗｒを推定し、残留水量Ｗｒに基づいて起動時の暖機発電電力を設定する。
【選択図】 図１

Description

本発明は、燃料電池システム及びその運転方法に関する。

固体高分子型燃料電池は、一般に発電最適温度が７０℃〜９０℃とされている。しかし、氷点下の温度で起動する場合は、燃料電池スタック内部の水分が凍結して反応ガスを十分に触媒層へ供給することができず、電極の触媒成分が電気化学的に反応して性能劣化を招く虞がある。これを回避するために、燃料電池スタック内部の残留水量を算出し、この残留水量と燃料電池スタックの内部温度とに基づいて燃料電池スタックに流し得る流通可能最大電流を算出し、起動時の電流を流通可能最大電流に制限する起動方法が知られている（例えば、特許文献１）。
特開２００６−１０００９３号公報（第７頁、図２）

上記従来例では、前回停止時の燃料電池スタック内部からの排出水量、燃料電池スタックの重量変化、燃料電池スタック抵抗、燃料電池スタック締結加重などから残留水量を求めている。しかしながら、このような推定手段では車載した場合は体積効率の悪化を招くという問題点があった。

上記問題点を解決するために本発明は、燃料電池スタックの温度を測定する温度測定手段と、発電停止時の温度に基づいて燃料電池スタック内部の残留水量を推定する残留推量推定手段と、を備えることを要旨とする燃料電池システムである。

また、発電停止時の燃料電池スタックの温度を測定する工程と、燃料電池システム起動時に温度に基づいて燃料電池スタックを発電する工程と、を備えたことを要旨とする燃料電池システムの運転方法である。

また、発電停止時の燃料電池スタックの温度を測定する工程と、燃料電池システム停止時に温度に基づいて燃料電池内部の残留水の排水処理を行う工程と、を備えたことを要旨とする燃料電池システムの運転方法である。

本発明によれば、簡素な構成で残留水量を推定できるので、体積効率の悪化を招くことなく、残留水量を推定することができるという効果がある。

次に図面を参照して、本発明の実施の形態を詳細に説明する。尚、以下に説明する各実施例は、特に限定されないが氷点下の温度で起動（以下、零下起動とも略す）が要求される燃料電池車両に好適な燃料電池システムである。

図１は、本発明に係る燃料電池システムの各実施例に共通のシステム構成図である。同図において、燃料電池システム１は、固体高分子型の燃料電池スタック２を備えている。燃料電池スタック２は、燃料ガスが供給されるアノード（燃料極、負極）３と、酸化剤ガスが供給されるカソード（酸化剤極、正極）４を備えている。

燃料ガスとしての水素は、水素タンク５に貯蔵され、水素圧力調整弁６を介してアノード３へ供給される。アノード３の出口から排出される未反応水素ガスを含むアノードオフガスは、燃料循環路８及び燃料循環ポンプ９を介してアノード３の入口へ戻される。パージ弁７は、窒素ガスや水などの不純物を含んだアノードオフガスを系外へ排出するときに開かれ、通常は閉じている。

空気コンプレッサ１０は、酸化剤ガスとして空気をカソード４へ供給する。空気圧力調整弁１１は、カソード４の圧力を調整する圧力調整弁である。また、燃料電池スタック２の内部には、図示しない冷却液経路が設けられ、ラジエータ１３と燃料電池スタック２との間で冷却液を循環させる冷却液ポンプ１２が設けられている。また、暖機発電時にラジエータ１３をバイパスする冷却液バイパス路１５と、ラジータ１３或いは冷却液バイパス路１５を選択する三方弁１４が設けられている。

燃料電池スタック２のアノード３及びカソード４は、負荷装置１７に接続されて燃料電池の発電電力を供給できるようになっている。ここで、負荷装置１７とは、燃料電池の補機である空気コンプレッサ１０、冷却液ポンプ１２、図示されていないヒータ、車両駆動用モータなどにそれぞれの装置に適合した電力を供給する電力変換装置である。電流センサ１６は、アノード３と負荷装置１７との間に流れる電流を測定し、その測定値はコントローラ２０（制御手段）へ送信される。また、燃料電池スタック２の内部温度を代表温度として測定する温度センサ１８（温度測定手段）と、燃料電池スタック２の冷却液出口における冷却液の温度を測定する温度センサ１９が設けられ、それぞれの測定値もコントローラ２０へ送信される。

コントローラ２０は、燃料電池システム１の全体を制御するとともに、燃料電池スタック内部の残留水量を推定する。また、前回発電停止時の燃料電池スタックの代表温度と推定された残留水量とに基づいて、燃料電池スタック２の暖機発電電力を制御する暖機発電電力制御手段２４を備える。

このため、コントローラ２０は、演算制御部２１と、前回起動時から発電停止時までの燃料電池スタック２が発電した総発電量を記憶する総発電量記憶部２２（総発電量記憶手段）と、前回発電停止時の燃料電池スタック２の温度を記憶する発電停止時温度記憶部２３とを備えている。尚、総発電量記憶部２２は、実施例１及び２には必須でなく、実施例３で用いられるものである。

また、特に限定されないが、コントローラ２０は、ＣＰＵと、プログラムＲＯＭと、作業用ＲＡＭと、入出力インタフェースとを備えたマイクロプロセッサで構成される。以下の各実施例で説明する制御内容は、プログラムＲＯＭに記憶された制御プログラムをＣＰＵが実行することにより実現されている。また、プログラムＲＯＭには、各実施例で参照される制御マップが予め記憶されている。

次に、以下の各実施例に共通の考え方を説明する。燃料電池の起動から停止までの時間或いは総発電量がある程度を超えると、燃料電池スタックに供給される水分量と生成水量との和と、燃料電池スタックから排出される水分量とが一致して平衡状態となる。また、燃料電池スタック内部の水分量は、燃料電池スタック温度によって決まる一定量となる。燃料電池から排出される水分量は、飽和水蒸気圧の温度特性から温度が高いほど多くなる。従って、燃料電池スタック内部の残留水量は、燃料電池スタックの温度が高いほど残留水量は少なくなる。

このような残留水量を有する燃料電池スタックを氷点下の温度から起動すると、生成水の大部分は燃料電池スタック内部で凝結して、電解質膜に吸収される。しかしながら電解質膜が吸収可能な水量に限度がある。この限度を超えると、生成水は触媒層に染みだして触媒層へのガス供給を妨げるフラッディングが生じる。フラッディングが生じるとセル電圧が低下して暖機発電を中断する必要が生じる。従って、残留水量が多いほど暖機発電電力を小さくすることにより、暖機発電を継続して速やかに燃料電池スタックを暖機することができる。

次に、図２及び図３のフローチャートを参照して、本発明に係る燃料電池システムの実施例１における制御を説明する。図２は、燃料電池システム１の運転停止処理を説明するフローチャートである。燃料電池システムの運転／停止を制御するキースイッチがオンからオフへ切り換えられるなどの燃料電池システム１に対する停止要求が受け付けられると、図２の燃料電池システム停止処理の動作が開始される。まず、ステップ（以下、ステップをＳと略す）１０において、コントローラ２０は、温度センサ１８の測定値を読み込むことにより、発電停止時の燃料電池スタック２の代表温度Ｔｓ（以下、燃料電池温度Ｔｓ、或いは単に温度Ｔｓと略すことがある）を測定する。ここで、温度Ｔｓは、図１の燃料電池スタック２の中に設けられた温度センサ１８を用いても良い。また、燃料電池スタック２中に温度センサを設けられない場合は、燃料電池スタック２の冷却液出口に設けた温度センサ１９を用いて測定してもよい。

次いでＳ１２で、コントローラ２０は、燃料電池温度Ｔｓをコントローラ２０内の不揮発性メモリに記憶する。次いでＳ１４で、コントローラ２０は、負荷装置１７に燃料電池スタック２からの電力取り出しを停止させる。次いでＳ１６でコントローラ２０は、水素圧力調整弁６を閉じる。同時に、空気コンプレッサ１０の駆動を停止させて、燃料電池スタック２へのガス供給を停止する。次いでＳ１８でコントローラ２０は、冷却液ポンプ１２を停止させて、燃料電池システムの停止処理を終了する。

図３は、実施例１における燃料電池システム１の氷点下温度における起動処理を説明するフローチャートである。燃料電池システムの運転／停止を制御するキースイッチがオフからオンへ切り換えられるなどの燃料電池システム１に対する起動要求が受け付けられる。すると、図３の燃料電池システム起動処理の動作が開始される。まず、Ｓ２０において、コントローラ２０は、前回停止時の燃料電池温度Ｔｓを不揮発性メモリから読み出す。次いでＳ２２で、コントローラ２０は、温度Ｔｓから燃料電池スタック２の内部、特に膜電極接合体（ＭＥＡ）に残留する残留水量Ｗｒを算出する。この算出には、図７に示すような、温度Ｔｓと残留水量Ｗｒとの関係を示す制御マップを使用する。

次いでＳ２４でコントローラ２０は、残留水量Ｗｒから、図８に示すような残留水量Ｗｒと吸収可能水量Ｗａとの関係を示す制御マップを参照する。これより、ＭＥＡが吸収可能な水量Ｗａを算出する。次いでＳ２６でコントローラ２０は、吸収可能水量Ｗａから、図９に示すような吸収可能水量Ｗａと暖機発電電力Ｐｗとの関係を示す制御マップを参照する。これにより、暖機発電電力Ｐｗを算出する。次いでＳ２８で、コントローラ２０は、暖機発電電力Ｐｗに対応した水素供給及び空気供給を行う。同時に、負荷装置１７に指示して暖機発電電力Ｐｗを指示する。これにより負荷装置１７は、暖機発電電力Ｐｗで電力取り出しする。

次いでＳ３０で、コントローラ２０は、所定の暖機完了条件が成立したか否かを判定する。所定の暖機完了条件とは、例えば燃料電池スタック２の温度や、暖機発電電力Ｐｗに対応する燃料電池スタック２の電圧等である。Ｓ３０の判定で、暖機完了条件が成立していなければ、Ｓ２８へ戻って、暖機発電を継続する。Ｓ３０の判定で、暖機完了条件が成立していれば、通常発電へ移行して、燃料電池システムの起動を完了する。

次に、図７，８，９の各制御マップをどのように決めるかについて説明する。

＜図７のマップ：発電停止時の温度Ｔｓと残留水量Ｗｒの関係＞
燃料電池スタックを車両に搭載した場合に想定される各温度域での運転条件で、十分定常状態になる（例えば１５分以上）まで運転する。その後、セル内部の残留水量を計測するわけだが、その方法については各種の方法がある。例えば、発電停止後のスタックの重量を測定したり、セル抵抗を測定したりする方法が実験的によく用いられている。しなしながら、本発明の発明者らがとったもっとも有効な方法は、蒸発潜熱から残留水量を求める方法である。セル内部に複数の熱電対を設置し、発電停止後、乾燥したガス（或いは加湿しないガス）でパージを実施する。すると、セル内部の水分が蒸発する潜熱冷却によってセル温度が低下する。セル内部の水分がすべて蒸発したところで、温度低下が止まりある温度に収束してくる。パージを始めたときの温度と最終的に収束した温度との差から蒸発した水量、言い換えればセル内部に残留した水の量を求めることができる。このようにして求めた残留水量と停止直前の燃料電池スタック温度との関係をプロットすると、図７のような制御マップを求めることができる。

＜図８のマップ：零下起動時の吸収可能水量Ｗａと残留水量Ｗｒの関係＞
十分熱容量の大きい単セルで、相対湿度を変えたガスによって長時間パージすることにより、セル内の残留水量を設定する。これは、あらかじめ相対湿度を数種類の異なる値に設定したガスで長時間パージしたときのセル内残留水量を重さ・抵抗などから求めておく。次に、それぞれ設定した残留水量である温度（例えば−２０℃）まで冷却して、発電を行うと、その残留水量に応じた時間だけ、つまり、ＭＥＡが生成水を吸収できている時間だけセルは発電を継続し、生成水量が吸収可能な水量を超えるとガス供給が妨げられてセル電圧が急激に低下、或いは発電停止する。その発電時間と発電量から生成水量が求まり、その量がＭＥＡが吸収可能な水量ということになる。数種類の異なる残留水量で実験を実施し、それぞれのＭＥＡが吸収可能な水量をプロットしていくと、図８のようなマップを求めることができる。また、吸収可能水量Ｗａと残留水量Ｗｒとの関係は、発電する温度（前述した例では−２０℃）によってことなる。そのため、数種類の異なる温度（例えば−３０℃、−２０℃、−１０℃）で実施し、それぞれの温度での関係を求め、その間の温度の場合は内挿によって求めることができる。

＜図９のマップ：吸収可能水量Ｗａと暖機発電電力Ｐｗの関係＞
ＭＥＡが吸収可能な水量と零下起動時の暖機発電電力には図７に示すような関係がある。暖機発電電力が小さいほど生成水は膜側に吸収され、暖機発電電力が大きいほど生成水は触媒層に染み出しやすい傾向にある。生成水が触媒層に染み出してきて酸素の拡散を阻害するようになると、セル電圧が低下して劣化するを防止する。そのために、発電停止せざる状況になるため、なるべく生成水が触媒層に染み出してこないような暖機発電電力を設定する必要がある。

そこで、セル（ＭＥＡ）内部の残留水量が多い場合には暖機発電電力を小さくして、残りの少ない生成水保持エリアに生成水を溜め込むような暖機発電とする。一方、セル内部の残留水量が少ない場合には、暖機発電電力を大きくして発熱量を上げ、零下起動時間を早めるような暖機発電とすることができる。

このマップは、残留水量が異なる燃料電池スタックで暖機発電電力を数種類の異なる値に変えて零下起動を行う実験を実施し、セル電圧が低下して劣化を防止するために発電停止する状況にならなく、かつ最も暖機発電電力が高い条件を実験的に求めることによって求めることができる。

本実施例における前回停止時の燃料電池スタックの温度Ｔｓから暖機発電電力Ｐｗ求めるまでの関係を総合的に図示すると、図１１のようになる。図１１（ａ）が図７に相当し、図１１（ｂ）が図８（ａ）に相当し、図１１（ｃ）が図９に相当する。従って、前回発電停止時の燃料電池スタックの温度が低いほど、暖機発電電力を小さくすることができる。

以上説明した実施例１によれば、燃料電池スタックの温度を測定する温度センサと、発電停止時の温度に基づいて燃料電池スタック内部の残留水量を推定するコントローラと、を備える。具体的には、温度が高いほど、残留水量を少なく推定する。従って、簡素な構成で、残留水量を推定できるので、体積効率の悪化を招くことなく、残留水量を推定できる。

また、発電停止時の燃料電池スタックの温度を測定する工程と、燃料電池システム起動時に温度に基づいて燃料電池スタックを発電する工程と、を備える。具体的には、停止時の温度が低いほど、燃料電池スタックの暖機発電電力を小さくする。これにより、暖機発電中に生成水のフラッディングや凍結によって暖機発電を中止することなく、短時間で暖機運転を完了することができるという効果がある。また、逆に前回発電停止時の温度が高い場合は、セル内部の残留水量が少ないので、零下起動時の暖機発電電力を小さくしないので、起動時間が長引くことがない。

次に、実施例１の変形例を説明する。図２、３のフローチャートに示した実施例１では、燃料電池システムの運転停止時に、燃料電池スタックの温度Ｔｓを測定して記憶し、次の起動時に記憶した温度Ｔｓを読み出す構成とした。しかしながら、運転停止時に、温度Ｔｓから残留水量Ｗｒの算出、残留水量Ｗｒから吸収可能水量Ｗａの算出、吸収可能水量Ｗａから暖機発電電力Ｐｗの算出までの任意の段階を行い、その中間結果である残留水量Ｗｒまたは吸収可能水量Ｗ、或いは暖機発電電力Ｐｗをコントローラ２０内の不揮発性メモリに記憶することができる。そして、燃料電池システムの起動時に、不揮発性メモリに記憶した中間結果である残留水量Ｗｒまたは吸収可能水量Ｗ、或いは暖機発電電力Ｐｗを用いるように変更しても実施例１と本質的に変わりがない。

次に、本発明に係る燃料電池システムの実施例２における制御を説明する。実施例２と実施例１との相違は、実施例２が起動時の燃料電池スタックの温度Ｔｎを参照していることである。燃料電池システム１の運転停止処理は、図２に示した実施例１と同様である。

図４は、実施例２における燃料電池システム１の氷点下温度における起動処理を説明するフローチャートである。燃料電池システムの運転／停止を制御するキースイッチがオフからオンへ切り換えられるなどの燃料電池システム１に対する起動要求が受け付けられる。すると、図４の燃料電池システム起動処理の動作が開始される。まず、Ｓ４０において、コントローラ２０は、前回停止時の燃料電池温度Ｔｓを不揮発性メモリから読み出す。次いでＳ４２で、コントローラ２０は、温度Ｔｓから燃料電池スタック２のＭＥＡに残留する残留水量Ｗｒを算出する。この算出には、図７に示すような、温度Ｔｓと残留水量Ｗｒとの関係を示す制御マップを使用する。

次いでＳ４４で、コントローラ２０は、現在の燃料電池スタックの温度、言い換えれば起動時の燃料電池スタック２の温度Ｔｎを測定する。ここで、温度Ｔｎは、図１の燃料電池スタック２の中に設けられた温度センサ１８を用いても良い。また、燃料電池スタック２中に温度センサを設けられない場合は、燃料電池スタック２の冷却液出口に設けた温度センサ１９を用いて測定してもよい。

次いでＳ４６でコントローラ２０は、残留水量Ｗｒと起動時の温度Ｔｎから、図８（ｂ）に示すような残留水量Ｗｒ及び起動時温度Ｔｎと、吸収可能水量Ｗａと、の関係を示す制御マップを参照する。これにより、ＭＥＡが吸収可能な水量Ｗａを算出する。次いでＳ４８でコントローラ２０は、吸収可能水量Ｗａから、図９に示すような吸収可能水量Ｗａと暖機発電電力Ｐｗとの関係を示す制御マップを参照する。これにより、暖機発電電力Ｐｗを算出する。次いでＳ５０で、コントローラ２０は、暖機発電電力Ｐｗに対応した水素供給及び空気供給を行う。同時に、負荷装置１７に指示して暖機発電電力Ｐｗを指示する。これにより負荷装置１７は、暖機発電電力Ｐｗで電力取り出しする。

次いでＳ５２で、コントローラ２０は、所定の暖機完了条件が成立したか否かを判定する。所定の暖機完了条件とは、例えば燃料電池スタック２の温度や、暖機発電電力Ｐｗに対応する燃料電池スタック２の電圧等である。Ｓ５２の判定で、暖機完了条件が成立していなければ、Ｓ５０へ戻って、暖機発電を継続する。Ｓ５２の判定で、暖機完了条件が成立していれば、通常発電へ移行して、燃料電池システムの起動を完了する。

本実施例における前回停止時の燃料電池スタックの温度Ｔｓから暖機発電電力Ｐｗ求めるまでの関係を総合的に図示すると、図１２のようになる。図１２（ａ）が図７に相当し、図１２（ｂ）が図８（ｂ）に相当し、図１２（ｃ）が図９に相当する。

図８（ｂ）のマップに示すように、ＭＥＡの残留水量に応じたＭＥＡの吸収可能水量は、起動時の燃料電池スタックの温度Ｔｎによって異なる。その関係は、同一の残留水量Ｗｒであれば、起動時の温度Ｔｎが低いほど吸収可能水量Ｗａが少なくなる。しかしながら、起動時の温度が一定温度以上であれば、残留水量に関わりなく吸収可能水量は一定となる。このため、起動時の温度が一定温度未満であれば、図１２に示すように、起動時の燃料電池スタックの温度が高いほど（図では−２０℃よりも−１０℃の方が）最終的に暖機発電電力を変更する割合が大きくなる。また、最大の暖機発電電力は、起動時の燃料電池スタックの温度が高いほど、大きくなる。

以上説明した実施例２によれば、前回発電停止時の燃料電池スタック温度が低いほど、零下起動時の暖機発電電力を小さくするが、零下起動時の燃料電池スタック温度が低いほど、暖機発電電力を小さくする割合を大きくする。従って、零下起動時の燃料電池温度の高さに応じて暖機発電電力を可能な限り大きくすることができ、さらに起動時間を短縮することができる。

次に、本発明に係る燃料電池システムの実施例３における制御を説明する。実施例３は、前回起動時から発電停止時までの総発電量と発電停止時の燃料電池スタックの温度とに基づいて、燃料電池スタック内部の残留水量を推定する点が実施例２と相違する。燃料電池システム１の運転停止処理は、図２に示した実施例１と同様である。

次に、図５及び図６のフローチャートを参照して、実施例３における制御を説明する。図５は、燃料電池システムの運転中にコントローラ２０のメインルーチンから繰り返し呼び出される総発電量の更新処理のサブルーチンである。このサブルーチンは一定時間毎に呼び出されてもよい。また、コントローラ２０の処理に余裕がある場合に随時呼び出されて処理されてもよい。

図５のサブルーチンが呼び出されると、まずＳ６０で現在の時刻ｔn をコントローラ２０のカレンダークロックから読み込む。カレンダークロックとは、一般にコントローラ内に装備され、現在の日時データを収容するレジスタである。

次いでＳ６２でコントローラ２０は、電流センサ１６が測定した燃料電池スタック２の発電電流Ｉｎを読み込む。次いでＳ６４でコントローラ２０は、前回総発電量を更新したときの時刻ｔn-1 を読み出し、Ｓ６６で前回更新した総発電量Ｑを不揮発メモリから読み出す。次いでＳ６８で、コントローラ２０は、Ｑ＋Ｉｎ×（ｔn −ｔn-1 ）を計算して更新後の総発電量Ｑとする。次いでＳ７０でコントローラ２０は、時刻ｔｎ を記憶すると
ともに、更新後の総発電量Ｑを不揮発メモリへ格納して、メインルーチンへリターンする。

図６は、実施例３における燃料電池システム１の氷点下温度における起動処理を説明するフローチャートである。燃料電池システムの運転／停止を制御するキースイッチがオフからオンへ切り換えられるなどの燃料電池システム１に対する起動要求が受け付けられる。すると、図６の燃料電池システム起動処理の動作が開始される。まず、Ｓ８０において、コントローラ２０は、前回停止時の燃料電池温度Ｔｓを不揮発性メモリから読み出す。次いでＳ８２で、コントローラ２０は、前回起動時から停止時までの総発電量Ｑを不揮発性メモリから読み出す。次いでＳ８４で、コントローラ２０は、温度Ｔｓと総発電量Ｑから燃料電池スタック２のＭＥＡに残留する残留水量Ｗｒを算出する。この算出には、複数の異なる温度毎（例えば、６０℃〜９０℃の間を１０℃刻みで）に記憶した図１０に示すような、総発電量Ｑと残留水量Ｗｒとの関係を示す制御マップを使用する。温度Ｔｓに対応する値は、補間により求める。

次いでＳ８６で、コントローラ２０は、現在の燃料電池スタックの温度、言い換えれば起動時の燃料電池スタック２の温度Ｔｎを測定する。ここで、温度Ｔｎは、図１の燃料電池スタック２の中に設けられた温度センサ１８を用いても良い。また、燃料電池スタック２中に温度センサを設けられない場合は、燃料電池スタック２の冷却液出口に設けた温度センサ１９を用いて測定してもよい。

次いでＳ８８でコントローラ２０は、残留水量Ｗｒと起動時の温度Ｔｎから、図８（ｂ）に示すような残留水量Ｗｒ及び起動時温度Ｔｎと、吸収可能水量Ｗａと、の関係を示す制御マップを参照して、ＭＥＡが吸収可能な水量Ｗａを算出する。次いでＳ９０でコントローラ２０は、吸収可能水量Ｗａから、図９に示すような吸収可能水量Ｗａと暖機発電電力Ｐｗとの関係を示す制御マップを参照する。これにより、暖機発電電力Ｐｗを算出する。次いでＳ９２で、コントローラ２０は、暖機発電電力Ｐｗに対応した水素供給及び空気供給を行う。同時に、負荷装置１７に指示して暖機発電電力Ｐｗを指示する。これにより負荷装置１７は、暖機発電電力Ｐｗで電力取り出しする。

次いでＳ９４で、コントローラ２０は、所定の暖機完了条件が成立したか否かを判定する。所定の暖機完了条件とは、例えば燃料電池スタック２の温度や、暖機発電電力Ｐｗに対応する燃料電池スタック２の電圧等である。Ｓ９４の判定で、暖機完了条件が成立していなければ、Ｓ９２へ戻って、暖機発電を継続する。Ｓ９４の判定で、暖機完了条件が成立していれば、通常発電へ移行して、燃料電池システムの起動を完了する。

ここで、図１０の制御マップの求め方を説明する。本発明の発明者らは、総発電量Ｑとセル内部の残留水量Ｗｒとに、図１０の関係があることを発見した。これは、燃料電池スタックを車両に搭載した場合に想定される各温度域での条件で発電時間を６〜１０の異なる時間に変えて実験することにより得ることができる。発電をとめてから縦軸の残留水量を求める求め方は、前述したのでここでは省略する。

図１０において、発電を開始してから総発電量がＱ１までは、領域Ａのように総発電量とともにセル内部の残留水量は増加していく。その後、総発電量Ｑ１からＱ２までの領域Ｂのように、総発電量が増えると残留水量が減少する傾向が見られる。また、総発電量Ｑ２を超えると領域Ｃのように総発電量にかかわらず残留水量は一定になる。ここで、領域Ａや領域Ｂの発電量についてはＭＥＡやガス拡散層（ＧＤＬ）の材料物性により大きく変わってくる。そのため、実際に製品として採用するＭＥＡやＧＤＬで事前実験によってこのマップを求めておくことが必要である。

この図１０の制御マップより、総発電量が領域Ｂの時には、総発電量が多いほど暖機発電電力は大きくする。領域Ａの場合には、総発電量が多いほど暖機発電電力は小さくすることにより、それぞれのセルの水分状態での最適な零下起動を実施することができる。

また、図８（ｂ）に示すように、例えば−５℃のような氷点下領域であれば、残留水量にかかわらずＭＥＡが吸収可能な水量が一定となる特性を持っている。従って、起動時の燃料電池スタックの代表温度が所定値を超える場合には、発電停止時の燃料電池温度、前回の起動時から発電停止までの総発電量にかかわらず、起動時の暖機発電電力を一定として、もっとも効率的な零下起動の暖機運転を実施することができる。

図１４は、本実施例における総発電量ＱがＱ１までの領域Ａにあるときの暖機発電電力Ｐｗ求めるまでの関係を総合的に図示したものである。図１４（ａ）が図１０に相当し、図１４（ｂ）が図８（ｂ）に相当し、図１４（ｃ）が図９に相当する。総発電量が増すほどセル内の残留水量が増える領域Ａでは、総発電量が多いほど暖機発電電力を小さくする。従って、前回発電時のスタック温度だけでなく、総発電量からも残留水量を予測し、暖機発電電力を調整することによって、より零下起動性を向上することができる。

図１３は、本実施例における総発電量ＱがＱ１からＱ２の領域Ｂであるときの暖機発電電力Ｐｗ求めるまでの関係を総合的に図示したものである。図１３（ａ）が図１０に相当し、図１３（ｂ）が図８（ｂ）に相当し、図１３（ｃ）が図９に相当する。総発電量が増すほどセル内の残留水量が減る領域Ｂでは、総発電量が少ないほど暖機発電電力を小さくする。従って、前回発電停止時の燃料電池温度だけでなく、総発電量からも残留水量を予測し、暖機発電電力を調整することによって、より零下起動性を向上することができる。

図１５は、本実施例における起動時の燃料電池温度が−５℃にあるときの暖機発電電力Ｐｗ求めるまでの関係を総合的に図示したものである。図１５（ａ）が図１０に相当し、図１５（ｂ）が図８（ｂ）に相当し、図１５（ｃ）が図９に相当する。起動時の燃料電池温度が−５℃以上の場合には、ＭＥＡの吸収可能水量を一定と見なし、前回発電停止時の燃料電池温度、総発電量にかかわらず、起動時の暖機発電電力を一定とすることができる。従って、セル内部の残留水量にかかわらず、通常の零下起動が行える領域では、もっとも効率的な零下起動の暖機運転を実施することができる。

以上説明した各実施例では、発電停止時の燃料電池スタック温度及び起動時から発電停止までの総発電量に基づいて燃料電池スタック内部の残留水量を求めている。そして、その残留水量から起動時にＭＥＡが吸収可能な水量を求め、その吸収可能水量から暖機発電電力を求めている。しかし、燃料電池スタック内部の残留水量と暖機発電電力との関係を直接事前の実験によりマップとして記憶しておき、そのマップに従って暖機発電電力を決定しても同様の効果が得られる。さらには、残留水量を求める過程すらも省略して、停止直前の燃料電池スタック温度及び総発電量と、暖機発電電力との関係のマップを作っておき、残留水量を求めることなく、燃料電池スタック温度及び総発電量から直接暖機発電電力を求めてもよい。

［変形例］
なお、上述した実施例においては、残留水量Ｗｒを推定し、起動処理を制御した。しかしながら、停止処理においても、残留水量Ｗｒを推定した結果を用いることができる。

具体的には、燃料電池システムを運転停止する前に、排水掃気処理制御手段２５による燃料電池スタック内部の水分を除去する排水掃気処理を実施する。排水掃気処理に要する時間は、自動車の運転者の利便性を考えると、短かいほど良い。しかし、過度に短時間だと排水が十分でなく、ガスの拡散が阻害され、零下起動ができなくなってしまう。一方、過度に長時間排水掃気処理を行うと、固体高分子膜が乾燥してしまう。そのため、零下起動時のプロトン伝導性が低下するため、零下発進時の出力が不足する問題が発生してしまう。したがって、運転停止前の排水掃気処理では、燃料電池スタック内部に保有する水量、即ち残留水量を推定または検知し、最適な湿潤状態になるように排水掃気処理を行うことが重要である。

次に図１６を参照して、起動からの総発電量で燃料電池スタック内部の残留水量を推定する方法について説明する。燃料電池システムを起動して短時間で運転が停止されたような総発電量が第３の所定値Ｑ3 未満の場合、生成水量が少ないので、運転停止前の排水掃気処理は実施しない。

また、総発電量が第３の所定値Ｑ3 以上であり、かつ、第２の所定値Ｑ2 以下の場合は、予め実験によって確認した、残留水量と起動からの総発電量のマップに基づいて、総発電量に応じた排水掃気処理を行う。具体的には、総発電量から残留水量を推定し、残留水量が目標残留水量Ｗｔになるまでカソードに空気、アノードに水素を流して排水掃気処理を行う。

ここで、総発電量の値が予め実験で求めた最大の残留水量となる第１の所定値Ｑ1 未満の場合は、総発電量が多くなるのに応じて残留水量を多く推定する。従って、総発電量が多くなるのに応じて、排出水量を多くする。一方、第１の所定値Ｑ1 以上の場合は、総発電量が多くなるのに応じて残留水量を少なく推定する。従って、総発電量が多くなるのに応じて、排出水量を少なくする。

また、排水掃気時のスタックからの排出水量は、運転停止前の燃料電池スタック温度、流量、圧力損失で決まる。そのため、燃料電池スタックの温度を推定または検知し、燃料電池スタックのカソード出口の相対湿度（ＲＨ）を１００％として排水量を計算する。そして、目標の残留水量になるように排水掃気時間、排水掃気時の空気流量を決定する。

また、起動からの総発電量が第２の所定値Ｑ2 を超える場合には、燃料電池スタック内部の残留水量は、燃料電池スタック温度、運転圧力、カソード入口露点温度、アノード入口露点温度、アノードガス流量、カソードガス流量で決まる特定の残留水量になる。

しかし、運転圧力、カソード入口露点温度、アノード入口露点温度、アノードガス流量、カソードガス流量は、燃料電池スタック温度が決まると全て決まってしまう。なぜなら、運転圧力、アノードガス流量、カソードガス流量は、運転マップにより決まるためである。また、アノード入口露点、カソード入口露点は、アノードにおいて循環系を採用し、カソード系は水回収型の湿度交換器（ＷＲＤ）を備えるシステムの場合はパッシブな系となるためである。したがって、燃料電池スタック内部の残留水量は総発電量に拠らず一定値であり、燃料電池スタックの温度のみに依拠して推定することができる。そのため、排水掃気処理は、総発電量に拠らず一定の処理を行うことができる。

図１７を用いて、燃料電池スタック温度と残留水量の関係を説明する。図１７に示すように燃料電池スタック温度が高くなるほど、ＭＥＡ内部の残留水量は低下する。これは負荷が同じで供給ガス流量が同じ場合、生成水量は一定であるが、温度が高いほど飽和水蒸気圧が増加し、同一体積のガスを流した場合の燃料電池スタックからの持ち出し水分量が多くなるためである。

次に、図１８のフローチャートを参照して、変形例におけるコントローラ２０の動作を説明する。なお、変形例では、燃料電池システム起動時から燃料電池スタック２が発電した発電量の合計である総発電量に関連する値として、燃料電池スタック２が発電した発電電荷量の合計である総発電電荷量（単位は、クーロン：Ｃ）を用いる。

図１８は、変形例における燃料電池システム１の停止処理を説明するフローチャートである。燃料電池システム１の運転／停止を制御するキースイッチがオンからオフへ切り換えられるなどの燃料電池システム１に対する停止要求が受け付けられると、図１８の燃料電池システム停止処理の動作が開始される。まず、Ｓ１００において、コントローラ２０は、温度センサ１８（又は１９）が測定した測定値を燃料電池スタック温度Ｔｓとして読み込む。

次いでＳ１０１で、コントローラ２０は、総発電量Ｑを読み出す。次いでＳ１０２で、コントローラ２０は、総発電量Ｑが、排水掃気処理を行うか否かの判別値である所定値Ｑ3 （第３の所定値）より小さいか否かを判定する。Ｓ１０２の判定で、総発電量ＱがＱ3 より小さければ、残留水量Ｗｒが少なく排水掃気処理が不要として、ガス供給停止及び冷却水ポンプ停止を行うために、Ｓ１０７へ進む。

Ｓ１０２の判定で、総発電量ＱがＱ3 以上であれば、残留水量Ｗｒが多く排水掃気処理が必要なので、Ｓ１０３へ進む。Ｓ１０３では、コントローラ２０は、総発電量Ｑが第２の所定値Ｑ2 以下、かつ第２の所定値Ｑ2 及び第１の所定値Ｑ1 より小さい第３の所定値Ｑ3 以上であるか否かを判定する。

Ｓ１０２及びＳ１０３において、総発電量Ｑを判定するための所定値Ｑ3 は、実験的に求める。具体的には、氷点下において燃料電池システムを起動した場合に、燃料電池システムで必要とされる最低電力（例えば、燃料電池の補機であるコンプレッサ１０及び冷却液ポンプ１２を暖機運転のために稼働させるのに要する電力）を暖機発電において発電可能な残留水量として求める。

Ｓ１０３において、総発電量Ｑを判定するための所定値Ｑ2 は、実験的に求める。具体的には、それぞれ異なる燃料電池スタック温度において、起動時からの総発電量が異なる運転時間の経過後、燃料電池スタックの重量を測定する実験を行う。そして、残留水量が総発電量によらず一定となる最低総発電量を求める。これを所定値Ｑ2 として設定したものである。

Ｓ１０３の判定がＹｅｓであれば、コントローラ２０は、Ｓ１０４へ進む。そして、燃料電池温度Ｔｓと起動からの総発電量Ｑとに応じて燃料電池スタック２のＭＥＡに残留する残留水量Ｗｒを推定し、Ｓ１０６へ進む。

ここで、Ｓ１０４における残留水量Ｗｒの推定方法を詳細に説明する。この推定には、複数の異なる温度毎（例えば、３０℃〜８０℃の間を５℃刻みで）に記憶した図１６に示すような、総発電電荷量Ｑと残留水量Ｗｒとの関係を示す制御マップを使用する。制御マップの５℃刻みの温度の間の温度Ｔｓに対応する値は、補間により求める。

Ｓ１０３の判定がＮｏであれば、コントローラ２０は、Ｓ１０５へ進む。そして、燃料電池温度Ｔｓと残留水量Ｗｒとの関係を示す図１７に示したような制御マップを参照して、残留水量を推定し、Ｓ１０６へ進む。

Ｓ１０６では、燃料電池スタックの推定された残留水量Ｗｒが所定の目標残留水量Ｗｔに減少するまで、燃料電池スタック２の排水掃気処理を行う。目標残留水量Ｗｔは、実験的に求める。具体的には、燃料電池スタック起動時の温度が氷点下であっても、暖機発電時に生成水のフラッディングや凍結を生じてガス供給が阻害されることのない燃料電池スタック内部の残留水量である。この水量は、残留水量を段階的に異ならせて、氷点下の燃料電池システムの起動実験を行う。

ここで、Ｓ１０６における排水掃気処理について、詳細を説明する。まず、コントローラ２０は、燃料電池スタック２からの発電電流の取り出しを停止させる。次いで、コントローラ２０は、コンプレッサ１０から（湿度交換器等を介さずに）直接空気をカソード４へ供給する。またコントローラ２０は、水素循環ブロア９の運転は継続させるが、水素圧力調整弁６を閉じて新規の水素供給を停止させる。

こうして、カソード４に加湿しない空気を流して排水掃気処理を行う。排水掃気時の燃料電池スタック２からの排出水量は、次のように推定する。まず、燃料電池スタック温度Ｔｓから飽和水蒸気圧力を算出する。次に、カソード出口の相対湿度（ＲＨ）を１００％として、図示しないカソード圧力センサが検出したカソード圧力、図示しないカソード流量センサが検出したカソード流量から単位時間当たりの排水量を計算する。そして、目標の残留水量Ｗｔになるように排水掃気時間、排水掃気時の空気流量を決定する。排水掃気時間が経過すると、燃料電池スタックの残留水量が目標残留水量Ｗｔまで減少したとして、排水掃気処理を停止するために、Ｓ１０７へ進む。

Ｓ１０７では、コンプレッサ１０及び水素循環ブロワ９を停止させて、燃料電池スタック２へのガス供給を停止させる。次いで、Ｓ１０８で冷却液ポンプ１２を停止させて、燃料電池システムの停止処理を終了する。

なお、本変形例では、総発電量に関連する値として、総発電電荷量を用いたが、総生成水量や、総水素消費量や、総発電電力量を用いることもできる。

このように、本変形例では、発電停止時の燃料電池スタックの温度を測定する工程と、燃料電池システム停止時に温度に基づいて燃料電池内部の残留水の排水処理を行う工程と、を備える。具体的には、排水掃気処理制御手段２５は、燃料電池システム停止時に、発電停止時の温度が低いほど、排水量を多くする。従って、残留水量に基づき、一定の残留水量（目標残留水量）となるように停止処理（排水掃気処理）を行え、ＭＥＡを最適な湿潤状態で停止させることができる。

また、排水掃気処理制御手段２５は、総発電量記憶手段が所定値以下の場合は、記憶値が大きくほど排水量を多くし、記憶値が所定値を超える場合は、記憶値が大きくなるほど排水量を少なくする。従って、さらに最適なＭＥＡの湿潤状態で停止させることができる。

本発明に係る燃料電池システムの構成を説明するシステム構成図である。 実施例１〜３に共通の燃料電池システム停止処理を説明するフローチャートである。 実施例１における燃料電池システム起動処理を説明するフローチャートである。 実施例２における燃料電池システム起動処理を説明するフローチャートである。 実施例３における燃料電池スタックの総発電量更新処理を説明するフローチャートである。 実施例３における燃料電池システム起動処理を説明するフローチャートである。 実施例１，２で参照する前回停止時の燃料電池温度Ｔｓに対する残留水量Ｗｒの関係を示す制御マップの例である。 （ａ）実施例１で参照する残留水量Ｗｒに対する吸収可能水量Ｗａの関係を示す制御マップの例である。（ｂ）実施例２，３で参照する残留水量Ｗｒに対する吸収可能水量Ｗａの関係を示す制御マップの例である。 実施例１〜３で参照する吸収可能水量Ｗａに対する暖機発電電力Ｐｗの関係を示す制御マップの例である。 実施例３で参照する総発電量Ｑに対する残留水量Ｗｒの関係を示す制御マップの例である。 実施例１における前回停止時の温度Ｔｓから暖機発電電力Ｐｗを求める過程を示す図である。 実施例２における前回停止時の温度Ｔｓから暖機発電電力Ｐｗを求める過程を示す図である。 実施例３における総発電量Ｑから暖機発電電力Ｐｗを求める過程を示す図である。 実施例３における総発電量Ｑから暖機発電電力Ｐｗを求める過程を示す図である。 実施例３における総発電量Ｑから暖機発電電力Ｐｗを求める過程を示す図である。 変形例における燃料電池システムの起動から発電停止までの総発電電荷量で残留水量を推定するマップの例である。 燃料電池スタック温度と残留水量の関係を示す図である。 変形例における燃料電池システム停止処理を説明するフローチャートである。

符号の説明

１ 燃料電池システム
２ 燃料電池スタック
３ 負極（アノード）
４ 正極（カソード）
５ 水素タンク
６ 水素圧力調整弁
７ パージ弁
８ 水素循環路
９ 水素循環ブロワ
１０ 空気コンプレッサ
１１ 空気圧力調整弁
１２ 冷却液ポンプ
１３ ラジエータ
１４ 三方弁
１５ 冷却液バイパス路
１６ 電流センサ
１７ 負荷制御装置
１８ 温度センサ
１９ 温度センサ
２０ コントローラ
２１ 演算制御部
２２ 総発電量記憶部
２３ 発電停止時温度記憶部
２４ 暖機発電電力制御手段
２５ 排水掃気処理制御手段

Claims (11)

1. 燃料と酸化剤との電気化学反応により発電する燃料電池スタックを備えた燃料電池システムにおいて、
   前記燃料電池スタックの温度を測定する温度測定手段と、
   発電停止時の温度に基づいて燃料電池スタック内部の残留水量を推定する制御手段と、
   を備えることを特徴とする燃料電池システム。
2. 前記制御手段は、前記温度が高いほど、残留水量を少なく推定することを特徴とする請求項１記載の燃料電池システム。
3. 起動時から発電停止までの燃料電池スタックの総発電量に関連する値を記憶する総発電量記憶手段を更に備え、
   前記制御手段は、前記総発電量記憶手段が所定値以下の場合は、前記記憶値が大きくほど残留水量を多く推定し、前記記憶値が所定値を超える場合は、前記記憶値が大きくなるほど残留水量を少なく推定することを特徴とする請求項２記載の燃料電池システム。
4. 燃料電池システム起動時に、燃料電池スタックの暖機発電電力を制御する暖機発電電力制御手段を更に備え、
   前記暖機発電電力制御手段は、前記温度が低いほど、燃料電池スタックの暖機発電電力を小さくすることを特徴とする請求項１乃至３の何れか１に記載の燃料電池システム。
5. 前記暖機発電電力制御手段は、起動時の燃料電池スタックの温度が低いほど、最大暖機発電電力を小さくすることを特徴とする請求項４に燃料電池システム。
6. 起動時から発電停止までの燃料電池スタックの総発電量に関連する値を記憶する総発電量記憶手段を更に備え、
   前記暖機発電電力制御手段は、前記総発電量記憶手段の記憶値が所定値以下の場合は、前記記憶値が大きくなるほど暖機発電電力を小さくし、前記記憶値が所定値を超える場合は、前記記憶値が大きくなるほど暖機発電電力を大きくすることを特徴とする請求項４又は５記載の燃料電池システム。
7. 前記暖機発電電力制御手段は、起動時の燃料電池スタックの温度が所定値を超える場合には、暖機発電電力を一定とすることを特徴とする請求項４乃至６の何れか１に記載の燃料電池システム。
8. 前記燃料電池スタック内部の水分を除去する排水掃気処理制御手段を更に備え、
   前記排水掃気処理制御手段は、燃料電池システム停止時に、前記温度が低いほど、排水量を多くすることを特徴とする請求項１乃至３の何れか１に記載の燃料電池システム。
9. 起動時から発電停止までの燃料電池スタックの総発電量に関連する値を記憶する総発電量記憶手段を更に備え、
   前記排水掃気処理制御手段は、前記総発電量記憶手段の記憶値が所定値以下の場合は、前記記憶値が大きくなるほど排水量を多くし、前記記憶値が所定値を超える場合は、前記記憶値が大きくなるほど排水量を少なくすることを特徴とする請求項８記載の燃料電池システム。
10. 燃料と酸化剤との電気化学反応により発電する燃料電池スタックを備えた燃料電池システムの運転方法であって、
    発電停止時の燃料電池スタックの温度を測定する工程と、
    燃料電池システム起動時に前記温度に基づいて燃料電池スタックを発電する工程と、
    を備えたことを特徴とする燃料電池システムの運転方法。
11. 燃料と酸化剤との電気化学反応により発電する燃料電池スタックを備えた燃料電池システムの運転方法であって、
    発電停止時の燃料電池スタックの温度を測定する工程と、
    燃料電池システム停止時に前記温度に基づいて燃料電池内部の残留水の排水処理を行う工程と、
    を備えたことを特徴とする燃料電池システムの運転方法。

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