JP2009170295A - Fuel cell system, and fuel cell system control method - Google Patents

Fuel cell system, and fuel cell system control method Download PDF

Info

Publication number
JP2009170295A
JP2009170295A JP2008008015A JP2008008015A JP2009170295A JP 2009170295 A JP2009170295 A JP 2009170295A JP 2008008015 A JP2008008015 A JP 2008008015A JP 2008008015 A JP2008008015 A JP 2008008015A JP 2009170295 A JP2009170295 A JP 2009170295A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
temperature
fuel cell
gas
cell system
reaction gas
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
JP2008008015A
Other languages
Japanese (ja)
Inventor
Naoto Todoroki
直人 轟木
Kotaro Akashi
耕太郎 明石
Yoshikatsu Sakamoto
至克 坂本
Hidetaka Nishimura
英高 西村
Yoshiaki Hara
嘉聡 原
Hisashi Niioka
久 新岡
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Nissan Motor Co Ltd
Original Assignee
Nissan Motor Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Nissan Motor Co Ltd filed Critical Nissan Motor Co Ltd
Priority to JP2008008015A priority Critical patent/JP2009170295A/en
Publication of JP2009170295A publication Critical patent/JP2009170295A/en
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Landscapes

  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To suppress the freezing of water vapor at a confluence part where exhaust gas and primarily supplied gas flow into each other. <P>SOLUTION: The quantity of heat given to the confluence part from gas flowing the confluence part is controlled so that a temperature of the confluence part is higher than a freezing temperature. <P>COPYRIGHT: (C)2009,JPO&INPIT

Description

本発明は、燃料電池システムおよび燃料電池システムの制御方法に関する。   The present invention relates to a fuel cell system and a control method for the fuel cell system.

従来より、燃料極に燃料ガス（例えば、水素）が供給されるとともに、酸化剤極に酸化剤ガス（例えば、空気）が供給されることにより、これらのガスを電気化学的に反応させて発電を行う燃料電池を備えた燃料電池システムが知られている。   Conventionally, a fuel gas (for example, hydrogen) is supplied to the fuel electrode, and an oxidant gas (for example, air) is supplied to the oxidant electrode, and these gases are reacted electrochemically to generate power. There is known a fuel cell system including a fuel cell for performing the above.

例えば、特許文献１には、温度制御の観点から、酸化剤ガスに対応する循環系を備える燃料電池システムが開示されている。具体的には、この燃料電池システムでは、燃料電池の酸化剤極を通過した排ガスの一部を、酸化剤極に一次的に供給される空気に合流させることにより、排出ガスを燃料電池に循環させている。   For example, Patent Document 1 discloses a fuel cell system including a circulation system corresponding to an oxidant gas from the viewpoint of temperature control. Specifically, in this fuel cell system, a part of the exhaust gas that has passed through the oxidant electrode of the fuel cell is joined to the air that is primarily supplied to the oxidant electrode, thereby circulating the exhaust gas to the fuel cell. I am letting.

また、例えば、特許文献２には、燃費向上の観点から、燃料ガスに対応する循環系を備える燃料電池システムが開示されている。具体的には、この燃料電池システムでは、燃料極から排出される未反応の燃料ガスを、燃料極に一次的に供給される燃料ガスに合流させ、循環させている。
特開平７−１６１３７１号公報 特開２００７−１８４１９６号公報 Further, for example, Patent Document 2 discloses a fuel cell system including a circulation system corresponding to fuel gas from the viewpoint of improving fuel efficiency. Specifically, in this fuel cell system, unreacted fuel gas discharged from the fuel electrode is joined to the fuel gas primarily supplied to the fuel electrode and circulated.
JP-A-7-161371 JP 2007-184196 A

しかしながら、燃料電池システムの運転状態またはガス温度状態によって、排出ガスと、一次的に供給されるガスとが合流する合流部において、生成水やガス中の水蒸気が凍結して着氷が生じ、これにより、循環・合流性能を低下させてしまう虞がある。   However, depending on the operating state of the fuel cell system or the gas temperature state, the generated water and the water vapor in the gas freeze at the junction where the exhaust gas and the gas that is primarily supplied merge to cause icing. As a result, the circulation / merging performance may be degraded.

本発明はかかる事情に鑑みてなされたものであり、その目的は、排出ガスと、一次的に供給されるガスとが合流する合流部における水蒸気等の凍結を抑制することである。   This invention is made | formed in view of this situation, The objective is to suppress freezing of water vapor | steam etc. in the confluence | merging part where exhaust gas and the gas supplied primarily are merged.

かかる課題を解決するために、本発明は、燃料電池からの排出ガスと反応ガス供給手段からの反応ガスとの合流部における温度が凍結温度よりも大きくなるように、合流部を流れるガスから当該合流部に加えられる熱量が制御される。   In order to solve such a problem, the present invention is based on the gas flowing through the junction so that the temperature at the junction of the exhaust gas from the fuel cell and the reaction gas from the reaction gas supply means is higher than the freezing temperature. The amount of heat applied to the junction is controlled.

本発明によれば、合流部を、凍結が生じる温度へと低下させることを抑制することができるので、この合流部において水蒸気等の凍結を抑制することである。これにより、循環・合流性能の低下を抑制することができる。   According to the present invention, since it is possible to suppress the joining portion from being lowered to a temperature at which freezing occurs, it is possible to suppress freezing of water vapor or the like in this joining portion. Thereby, the fall of circulation and a confluence | merging performance can be suppressed.

（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態にかかる燃料電池システムの全体構成を示すブロック図である。燃料電池システムは、例えば、移動体である車両に搭載されており、この車両は燃料電池システムから供給される電力によって駆動する。 (First embodiment)
FIG. 1 is a block diagram showing the overall configuration of the fuel cell system according to the first embodiment of the present invention. The fuel cell system is mounted on, for example, a vehicle that is a moving body, and the vehicle is driven by electric power supplied from the fuel cell system.

燃料電池システムは、固体高分子電解質膜を挟んで燃料極と酸化剤極とを対設した燃料電池構造体をセパレータで挟持して、これを複数積層して構成される燃料電池スタック（燃料電池）１を備える。この燃料電池スタック１は、燃料極に燃料ガスが供給されるとともに、酸化剤極に酸化剤ガスが供給されることにより、これらの反応ガスを電気化学的に反応させて発電電力を発生する。本実施形態では、燃料ガスとして水素を、酸化剤ガスとして空気を用いるケースについて説明する。   A fuel cell system is a fuel cell stack (fuel cell) in which a fuel cell structure in which a fuel electrode and an oxidant electrode are opposed to each other with a solid polymer electrolyte membrane interposed therebetween is sandwiched between separators, and a plurality of these are stacked. ) 1 is provided. In the fuel cell stack 1, fuel gas is supplied to the fuel electrode, and oxidant gas is supplied to the oxidant electrode, so that these reaction gases react electrochemically to generate generated power. In this embodiment, a case where hydrogen is used as the fuel gas and air is used as the oxidant gas will be described.

燃料電池システムには、燃料電池スタック１に水素を供給するための水素系と、燃料電池スタック１に空気を供給するための空気系と、燃料電池スタック１を冷却するための冷却系とが備えられている。   The fuel cell system includes a hydrogen system for supplying hydrogen to the fuel cell stack 1, an air system for supplying air to the fuel cell stack 1, and a cooling system for cooling the fuel cell stack 1. It has been.

水素系において、燃料ガスである水素は、燃料タンク１０（例えば、高圧水素ボンベ）に貯蔵されており、この燃料タンク１０から水素供給流路Ｌ１を介して燃料電池スタック１に供給される。具体的には、燃料タンク１０の下流には燃料タンク元バルブ（図示せず）が設けられており、この燃料タンク元バルブが開状態となると、燃料タンク１０からの高圧水素ガスは、その下流に設けられた減圧バルブ（図示せず）によって機械的に所定の圧力まで減圧される。減圧された水素ガスは、減圧バルブよりも下流に設けられた水素制御バルブ１１によってさらに減圧された後に、燃料電池スタック１に供給される。本実施形態において、燃料タンク１０および水素制御バルブ１１は、水素を燃料電池スタック１の燃料極に供給する反応ガス供給手段として機能する。   In the hydrogen system, hydrogen, which is a fuel gas, is stored in a fuel tank 10 (for example, a high-pressure hydrogen cylinder), and is supplied from the fuel tank 10 to the fuel cell stack 1 via the hydrogen supply flow path L1. Specifically, a fuel tank original valve (not shown) is provided downstream of the fuel tank 10, and when the fuel tank original valve is opened, the high-pressure hydrogen gas from the fuel tank 10 flows downstream thereof. The pressure is mechanically reduced to a predetermined pressure by a pressure-reducing valve (not shown) provided in the. The decompressed hydrogen gas is further decompressed by a hydrogen control valve 11 provided downstream of the decompression valve, and then supplied to the fuel cell stack 1. In the present embodiment, the fuel tank 10 and the hydrogen control valve 11 function as a reaction gas supply unit that supplies hydrogen to the fuel electrode of the fuel cell stack 1.

燃料極から排出されるガス（未使用の水素を含むガス）は、燃料電池スタック１から水素循環流路Ｌ２に排出される。この水素循環流路Ｌ２は、他方の端部が水素制御バルブ１１よりも下流側の水素供給流路Ｌ１に接続されている。この水素循環流路Ｌ２には、例えば、水素循環ポンプ１２、および、水素循環流路Ｌ２と水素供給流路Ｌ１との合流部には、エゼクタ１３といったガス循環手段が設けられている。水素循環ポンプ１２およびエゼクタ１３により、燃料極からの排出ガスは、水素循環流路Ｌ２を流れ、燃料タンク１０からの水素に合流させることにより、燃料電池スタック１に循環させられる。   A gas discharged from the fuel electrode (a gas containing unused hydrogen) is discharged from the fuel cell stack 1 to the hydrogen circulation passage L2. The other end of the hydrogen circulation channel L2 is connected to the hydrogen supply channel L1 on the downstream side of the hydrogen control valve 11. In this hydrogen circulation flow path L2, for example, a gas circulation means such as an ejector 13 is provided at the hydrogen circulation pump 12, and at the junction of the hydrogen circulation flow path L2 and the hydrogen supply flow path L1. The hydrogen circulation pump 12 and the ejector 13 cause the exhaust gas from the fuel electrode to circulate in the fuel cell stack 1 by flowing through the hydrogen circulation passage L2 and joining the hydrogen from the fuel tank 10.

なお、本明細書では、必要に応じて、燃料タンク１０から供給される水素を一次供給水素といい、燃料極からの排出ガスであって水素循環流路Ｌ２を流れるガスを循環ガスという。また、合流部を介して合流した一次供給水素と循環ガスとを合流水素という。   In the present specification, as required, hydrogen supplied from the fuel tank 10 is referred to as primary supply hydrogen, and gas that is exhaust gas from the fuel electrode and flows through the hydrogen circulation passage L2 is referred to as circulation gas. Further, the primary supply hydrogen and the circulating gas that have joined together through the joining portion are referred to as joining hydrogen.

ところで、酸化剤ガスとして空気を用いるケースでは、空気中の不純物が酸化剤極から燃料極に透過するため、燃料極および水素循環流路Ｌ２を含む循環系内の不純物が増加し、水素分圧が減少する傾向となる。ここで、不純物は、燃料ガスである水素以外の非燃料ガス成分であり、代表的には窒素を挙げることができる。窒素量が多くなりすぎると、燃料電池スタック１からの出力が低下したりするため、循環系内の窒素量を管理する必要がある。そこで、水素循環流路Ｌ２には、循環ガスを外部に排出するパージ流路Ｌ３が設けられている。パージ流路Ｌ３には、パージバルブ１４が設けられており、このパージバルブ１４の開き量を調整することにより、パージ流路Ｌ３を介して外部に排出される窒素量を調整することができる。これにより、燃料極および水素循環流路Ｌ２内に存在する窒素量が、発電性能を維持できるように管理される。   By the way, in the case of using air as the oxidant gas, since impurities in the air permeate from the oxidant electrode to the fuel electrode, impurities in the circulation system including the fuel electrode and the hydrogen circulation flow path L2 increase, resulting in a hydrogen partial pressure. Tend to decrease. Here, the impurity is a non-fuel gas component other than hydrogen which is a fuel gas, and a typical example is nitrogen. If the amount of nitrogen becomes too large, the output from the fuel cell stack 1 will decrease, so it is necessary to manage the amount of nitrogen in the circulation system. Therefore, the hydrogen circulation flow path L2 is provided with a purge flow path L3 for discharging the circulation gas to the outside. A purge valve 14 is provided in the purge flow path L3, and the amount of nitrogen discharged to the outside through the purge flow path L3 can be adjusted by adjusting the opening amount of the purge valve 14. Thereby, the nitrogen amount existing in the fuel electrode and the hydrogen circulation passage L2 is managed so that the power generation performance can be maintained.

空気系において、酸化剤ガスである空気は、例えば、大気がコンプレッサ２０によって取り込まれるとともに加圧され、加圧された空気は、空気供給流路Ｌ４を介して燃料電池スタック１に供給される。酸化剤極から排出されるガス（酸素が消費された空気）は、空気排出流路Ｌ５を介して外部に排出される。この空気排出流路Ｌ５には、燃料電池スタック１へ供給される空気の圧力を調整する空気制御バルブ２１が設けられている。   In the air system, for example, the air that is an oxidant gas is pressurized while the atmosphere is taken in by the compressor 20, and the pressurized air is supplied to the fuel cell stack 1 via the air supply flow path L4. The gas discharged from the oxidizer electrode (air in which oxygen has been consumed) is discharged to the outside through the air discharge flow path L5. An air control valve 21 that adjusts the pressure of the air supplied to the fuel cell stack 1 is provided in the air discharge channel L5.

冷却系は、燃料電池スタック１を冷却する冷却水（冷却液）が循環する閉ループ状の冷却水流路Ｌ６を有しており、この冷却水流路Ｌ６には、冷却水を循環させる冷却水循環ポンプ３０が設けられている。この冷却水循環ポンプ３０を動作させることにより、冷却水流路Ｌ６内の冷却水が循環する。冷却水流路Ｌ６には、ラジエータ３１が設けられており、このラジエータ３１には、ラジエータ３１を送風するファン３２が設けられている。燃料電池スタック１の冷却によって温度が上昇した冷却水は、冷却水流路Ｌ６を経由して、ラジエータ３１に流れ、ラジエータ３１によって冷却される。冷却された冷却水は、燃料電池スタック１に供給される。冷却水流路Ｌ６は、燃料電池スタック１内においてその流路が細かく分岐しており、これにより、燃料電池スタック１は、その内部が全体に亘って冷却されるようになっている。   The cooling system has a closed-loop cooling water flow path L6 through which cooling water (cooling liquid) for cooling the fuel cell stack 1 circulates, and a cooling water circulation pump 30 that circulates the cooling water in the cooling water flow path L6. Is provided. By operating this cooling water circulation pump 30, the cooling water in the cooling water flow path L6 circulates. A radiator 31 is provided in the cooling water flow path L <b> 6, and a fan 32 that blows the radiator 31 is provided in the radiator 31. The cooling water whose temperature has risen due to the cooling of the fuel cell stack 1 flows to the radiator 31 via the cooling water flow path L6 and is cooled by the radiator 31. The cooled cooling water is supplied to the fuel cell stack 1. The cooling water flow path L6 is finely branched in the fuel cell stack 1, whereby the inside of the fuel cell stack 1 is cooled throughout.

冷却水流路Ｌ６には、燃料電池スタック１側から排出された冷却水を、ラジエータ３１を迂回させて燃料電池スタック１に循環させるバイパス流路Ｌ７が設けられている。冷却水流路Ｌ６からバイパス流路Ｌ７へと分岐する分岐部位には、バイパス流路Ｌ７と冷却水流路Ｌ６のラジエータ側とに対する流量配分を調整する三方弁（切替弁）３３が設けられている。ラジエータ３１を経由して、あるいは、ラジエータ３１を迂回して、燃料電池スタック１との間で冷却水が循環することにより、冷却水の温度が調整され、これにより、燃料電池スタックの温度が制御される。また、加熱手段である冷却水ヒータ３４は、冷却水流路Ｌ６において冷却水循環ポンプ３０の上流側に配設されている。冷却水ヒータ３４を動作させることにより、冷却水の温度を増加させることができる。   The cooling water flow path L6 is provided with a bypass flow path L7 for circulating the cooling water discharged from the fuel cell stack 1 side to the fuel cell stack 1 by bypassing the radiator 31. A three-way valve (switching valve) 33 that adjusts the flow rate distribution between the bypass flow path L7 and the radiator side of the cooling water flow path L6 is provided at a branch portion that branches from the cooling water flow path L6 to the bypass flow path L7. Cooling water circulates between the fuel cell stack 1 via the radiator 31 or bypassing the radiator 31, thereby adjusting the temperature of the cooling water, thereby controlling the temperature of the fuel cell stack. Is done. Further, the cooling water heater 34 as heating means is disposed on the upstream side of the cooling water circulation pump 30 in the cooling water flow path L6. By operating the cooling water heater 34, the temperature of the cooling water can be increased.

燃料電池スタック１には、図示しない電力取出装置が接続されている。この電力取出装置は、燃料電池スタック１から電流を取り出すことにより、燃料電池スタック１において発電された電力を、車両を駆動する電動モータ２等に供給する。   The fuel cell stack 1 is connected to a power extraction device (not shown). The power extraction device extracts electric current from the fuel cell stack 1 to supply electric power generated in the fuel cell stack 1 to an electric motor 2 that drives the vehicle.

また、電力取出装置には、電動モータ２と並列的に、二次電池３が接続されている。この二次電池３は、第１に、燃料電池スタック１で発電を行うために動作させる種々の補機（例えば、水素循環ポンプ１２やコンプレッサ２０）に対して、それを駆動するために必要な電力を供給する。第２に、システムに要求される電力（要求電力）に対し、燃料電池スタック１における発電電力が不足する場合、不足分の電力を電動モータ２に供給する。第３に、燃料電池スタック１の発電電力が要求電力に対して余剰となった場合、余剰分の電力を蓄電し、また、電動モータ２の回生電力を蓄電する。   Further, a secondary battery 3 is connected to the power take-out device in parallel with the electric motor 2. First, the secondary battery 3 is necessary for driving various auxiliary machines (for example, the hydrogen circulation pump 12 and the compressor 20) that are operated to generate power in the fuel cell stack 1. Supply power. Secondly, when the power generated in the fuel cell stack 1 is insufficient with respect to the power required for the system (required power), the insufficient power is supplied to the electric motor 2. Third, when the generated power of the fuel cell stack 1 becomes surplus with respect to the required power, the surplus power is stored and the regenerative power of the electric motor 2 is stored.

制御部４０は、システム全体を統合的に制御する機能を担っており、制御プログラムに従って動作することにより、システムの運転状態を制御する。制御部４０としては、ＣＰＵ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、Ｉ／Ｏインターフェースを主体に構成されたマイクロコンピュータを用いることができる。この制御部４０は、システムの状態に基づいて、各種の演算を行い、この演算結果を制御信号として各種のアクチュエータ（図示せず）に出力し、水素制御バルブ１１、水素循環ポンプ１２、パージバルブ１４、コンプレッサ２０、空気制御バルブ２１、ファン３２といった種々の要素を制御する。   The control unit 40 has a function of controlling the entire system in an integrated manner, and controls the operation state of the system by operating according to the control program. As the control unit 40, a microcomputer mainly composed of a CPU, a ROM, a RAM, and an I / O interface can be used. The control unit 40 performs various calculations based on the state of the system, outputs the calculation results to various actuators (not shown) as control signals, and controls the hydrogen control valve 11, the hydrogen circulation pump 12, and the purge valve 14. , And controls various elements such as the compressor 20, the air control valve 21, and the fan 32.

制御部４０には、システムの状態を検出するために、各種センサ等からのセンサ信号が入力されている。水素温度センサ４１は、一次供給水素の温度を検出し、水素流量センサ４２は、一次供給水素の流量を検出する。循環ガス温度センサ４３は、循環ガスの温度を検出する。なお、制御部４０は、水素循環ポンプ１２の回転数に基づいて、循環ガスの流量を検出することができる。冷却水温度センサ４４は、燃料電池スタック１に流入する冷却水の温度を検出する。ここで、燃料電池スタック１において、循環ガス温度センサ４３による循環ガスの温度と、冷却水温度センサ４４による冷却水の温度とは対応する（ただし、厳密に一致することのみをいわない）。   Sensor signals from various sensors and the like are input to the control unit 40 in order to detect the state of the system. The hydrogen temperature sensor 41 detects the temperature of the primary supply hydrogen, and the hydrogen flow rate sensor 42 detects the flow rate of the primary supply hydrogen. The circulating gas temperature sensor 43 detects the temperature of the circulating gas. The control unit 40 can detect the flow rate of the circulating gas based on the rotation speed of the hydrogen circulation pump 12. The cooling water temperature sensor 44 detects the temperature of the cooling water flowing into the fuel cell stack 1. Here, in the fuel cell stack 1, the temperature of the circulating gas by the circulating gas temperature sensor 43 corresponds to the temperature of the cooling water by the cooling water temperature sensor 44 (however, it does not have to be strictly coincident).

本実施形態との関係において、制御部４０は、合流部であるエゼクタ１３における温度が凍結温度よりも大きくなるように、合流部を流れるガスからこの合流部に加えられる熱量を調整する。熱量の調整方法としては、一次供給水素の温度、燃料電池スタック１の運転出力に対応した一次供給水素の流量、循環ガスの温度および循環ガスの流量のいずれかを制御することにより可能であり、本実施形態では、一次供給水素の流量を制御する。この場合、制御部４０は、合流部における温度を凍結温度とするために必要な、一次供給水素の温度、燃料電池スタック１の運転出力に対応した一次供給水素の流量、循環ガス温度および循環ガスの流量の対応関係、具体的には、マップや演算式に基づいて、制御を行う。このような対応関係（後述する図２の関係）は、実験やシミュレーションを通じて予め取得されている。ここで、凍結温度は、合流部であるエゼクタ１３において、水蒸気等の凍結が生じる温度、具体的には、凍結が生じ得る合流部の最大温度である。   In the relationship with the present embodiment, the control unit 40 adjusts the amount of heat applied to the junction from the gas flowing through the junction so that the temperature at the ejector 13 that is the junction is greater than the freezing temperature. The amount of heat can be adjusted by controlling any one of the temperature of the primary supply hydrogen, the flow rate of the primary supply hydrogen corresponding to the operation output of the fuel cell stack 1, the temperature of the circulation gas, and the flow rate of the circulation gas. In this embodiment, the flow rate of the primary supply hydrogen is controlled. In this case, the control unit 40 requires the temperature of the primary supply hydrogen, the flow rate of the primary supply hydrogen corresponding to the operation output of the fuel cell stack 1, the circulation gas temperature, and the circulation gas, which are necessary for setting the temperature at the junction to the freezing temperature. The control is performed based on the correspondence relationship of the flow rates, specifically, based on a map or an arithmetic expression. Such correspondence (relationship in FIG. 2 described later) is acquired in advance through experiments and simulations. Here, the freezing temperature is a temperature at which freezing of water vapor or the like occurs in the ejector 13 that is a joining portion, specifically, a maximum temperature at the joining portion at which freezing can occur.

ここで、本実施形態に係る燃料電池システムの制御方法の説明に先立ち、本実施形態の制御概念について説明する。   Here, prior to the description of the control method of the fuel cell system according to the present embodiment, the control concept of the present embodiment will be described.

図２は、種々の運転出力に応じて必要とされる一次供給水素の流量毎に、合流部（本実施形態では、エゼクタ１３）が凍結温度となるときの循環ガスの温度（循環ガス温度）および流量（循環流量）の関係を示す説明図である。同図において、Ａ〜Ｎ（ＮＬ／ｍｉｎ）は、一次供給水素の流量を示すパラメータであり、ＡからＮにかけて流量が順次大きくなる関係となっている（以下の図においても同じ）。また、一次供給水素の温度は、システムの運転条件の中で起こり得る温度の最低値（例えば、−６０℃）に設定されている（以下の説明図においても同様）。   FIG. 2 shows the temperature of the circulating gas (circulating gas temperature) when the junction (the ejector 13 in this embodiment) reaches the freezing temperature for each flow rate of the primary supply hydrogen required according to various operation outputs. It is explanatory drawing which shows the relationship between flow volume (circulation flow volume). In the figure, A to N (NL / min) are parameters indicating the flow rate of the primary supply hydrogen, and have a relationship in which the flow rate sequentially increases from A to N (the same applies to the following drawings). In addition, the temperature of the primary supply hydrogen is set to the lowest possible temperature (for example, −60 ° C.) in the operating conditions of the system (the same applies to the following explanatory diagrams).

同図において、左から２番目に位置するプロットおよびこのプロットを結ぶ線分は、ある運転出力において要求されるＢ（ＮＬ／ｍｉｎ）の一次供給水素と合流した場合に、合流部の温度が凍結温度となるために必要な循環ガスの流量および温度の関係を示している（以下「凍結特性線」という）。例えば、循環ガスの流量が約１．５ｘ（ＮＬ／ｍｉｎ）の場合（「ｘ」はシステムの特性に応じて定まる流量のパラメータ（以下の図においても同じ））、合流部の温度が凍結温度よりも大きいためには、循環ガスの温度がｙ℃以上必要であることを示す（ｙは温度のパラメータ（以下の図においても同じ））。あるいは、循環ガスの温度がｙ℃の場合、合流部の温度が凍結温度よりも大きいためには、循環ガスの流量が１．５ｘ（ＮＬ／ｍｉｎ）以上必要であることを示す。つまり、一次供給水素の各流量において、それに対応する凍結特性線よりも右上側は、合流部の凍結が発生しない運転領域（循環ガスの流量または温度）であることを示し、当該線分およびそれよりも左下側は、合流部の凍結が発生し得る運転領域（循環ガスの流量または温度）であることを示す。   In the figure, the plot located at the second from the left and the line connecting the plots are frozen when the temperature of the merging section freezes when the B (NL / min) primary supply hydrogen required at a certain operation output is merged. It shows the relationship between the flow rate of circulating gas and the temperature required to reach temperature (hereinafter referred to as “freezing characteristic line”). For example, when the flow rate of the circulating gas is about 1.5x (NL / min) ("x" is a flow rate parameter determined according to the characteristics of the system (the same applies to the following figures)), the temperature of the junction is the freezing temperature. In order to be larger, the temperature of the circulating gas needs to be y ° C. or more (y is a temperature parameter (the same applies to the following figures)). Or when the temperature of circulating gas is y degreeC, in order that the temperature of a confluence | merging part is larger than freezing temperature, it shows that the flow volume of circulating gas is required 1.5x (NL / min) or more. That is, at each flow rate of the primary supply hydrogen, the upper right side of the freezing characteristic line corresponding to it indicates that the operating region (flow rate or temperature of the circulating gas) where the freezing of the junction does not occur. The lower left side indicates an operation region (circulation gas flow rate or temperature) in which freezing of the merging portion may occur.

図３は、種々の運転出力に応じて必要とされる一次供給水素の流量毎に、所定のストイキを確保するために必要な循環ガスの流量を示す説明図である。ここで、ストイキは、燃料電池スタック１で消費される水素量（Ｈ１）に対する燃料電池スタック１に供給された水素量（Ｈ０）の比（Ｈ０／Ｈ１）である。同図において、凍結特性線と対応して引かれた縦線は、該当する一次供給水素の流量において、所定のストイキを確保するために必要な循環ガスの流量を示す（以下「ストイキ線」という）。したがって、互いに対応する運転出力（一次供給水素の流量）の凍結特性線とストイキ線との交点を求めることで、その運転出力時に所定のストイキを確保した循環流量として場合に、合流部が凍結温度になる循環ガスの温度を求めることができる。   FIG. 3 is an explanatory diagram showing the flow rate of the circulating gas necessary to ensure a predetermined stoichiometry for each flow rate of the primary supply hydrogen required according to various operation outputs. Here, stoichiometry is a ratio (H0 / H1) of the amount of hydrogen (H0) supplied to the fuel cell stack 1 to the amount of hydrogen (H1) consumed in the fuel cell stack 1. In the figure, the vertical line drawn corresponding to the freezing characteristic line indicates the flow rate of the circulating gas necessary to secure a predetermined stoichiometry at the corresponding primary supply hydrogen flow rate (hereinafter referred to as “stoichiometric line”). ). Therefore, by determining the intersection between the freezing characteristic line and the stoichiometric line of the operation outputs (flow rate of primary supply hydrogen) corresponding to each other, and the circulation flow rate ensuring a predetermined stoichiometry at the operation output, The temperature of the circulating gas can be determined.

図４は、合流部の凍結を抑制するための最低温度を示す説明図である。同図において、線Ｌ１は、所定のストイキ（例えば、１．４５）を確保するために必要な循環ガスの流量に対して、合流部の凍結が抑制される、すなわち、合流部が凍結温度以上となるための循環ガスの最低温度を、図２〜図３に示す運転出力毎に示すものである。これに対して、線Ｌ２は、水素循環ポンプ１２を最大回転数で運転し、水素循環流路Ｌ２の圧損に応じて流すことができる循環ガスの最大流量において、合流部が凍結温度以上となる循環ガスの最低温度を示している。したがって、線Ｌ２よりも循環ガスの温度を上げることができない場合には、循環ガスの流量を最大にしたとしても、合流部が凍結温度より小さくなってしまう。   FIG. 4 is an explanatory diagram showing a minimum temperature for suppressing freezing of the junction. In the figure, the line L1 indicates that the merging portion is prevented from freezing with respect to the flow rate of the circulating gas necessary to secure a predetermined stoichiometric (for example, 1.45), that is, the merging portion is equal to or higher than the freezing temperature. The minimum temperature of the circulating gas to become is shown for each operation output shown in FIGS. On the other hand, the line L2 operates the hydrogen circulation pump 12 at the maximum number of revolutions, and the joining portion becomes equal to or higher than the freezing temperature at the maximum flow rate of the circulating gas that can flow according to the pressure loss of the hydrogen circulation flow path L2. Indicates the minimum temperature of the circulating gas. Therefore, when the temperature of the circulating gas cannot be increased more than the line L2, even if the flow rate of the circulating gas is maximized, the joining portion becomes smaller than the freezing temperature.

例えば、破線で示すように、燃料電池スタック１の運転出力が８３％、所定のストイキを確保する制御を行っている場合には、線Ｌ１をベースとして、循環ガスの温度は約３８℃となっている。したがって、循環ガスが約７．５ｚ（℃）以上であれば、一次供給水素が−６０℃の状態で運転出力８３％に対応する流量だけ供給されても合流部は凍結温度以上になることを示す（ｚは温度のパラメータ（以下の図においても同じ））。   For example, as shown by a broken line, when the operation output of the fuel cell stack 1 is 83% and control is performed to ensure a predetermined stoichiometry, the temperature of the circulating gas is about 38 ° C. based on the line L1. ing. Therefore, if the circulating gas is about 7.5z (° C.) or more, even if the primary supply hydrogen is supplied at a flow rate corresponding to the operation output of 83% in the state of −60 ° C., the joining portion will be above the freezing temperature. (Z is a temperature parameter (the same applies to the following figures)).

また、燃料電池スタック１の運転出力が８３％、水素循環ポンプ１２を最大回転数で運転した場合には、線Ｌ２をベースとして、循環ガスの温度は約５ｚ（℃）となっている。したがって、水素循環ポンプ１２を最大回転数で運転した場合には、循環ガスが５ｚ（℃）以上であれば、一次供給水素が−６０℃の状態で運転出力８３％に対応する流量だけ供給されても合流部が凍結温度以上になることを示す。このように、循環ガスの流量が多いと、その分だけ循環ガスの温度が低くても、合流水素の温度を凍結温度以上へと導くことができる。   When the operation output of the fuel cell stack 1 is 83% and the hydrogen circulation pump 12 is operated at the maximum rotation speed, the temperature of the circulating gas is about 5z (° C.) based on the line L2. Therefore, when the hydrogen circulation pump 12 is operated at the maximum rotation speed, if the circulating gas is 5z (° C.) or more, the primary supply hydrogen is supplied at a flow rate corresponding to the operation output 83% at −60 ° C. However, it shows that the junction is above the freezing temperature. Thus, if the flow rate of the circulating gas is large, the temperature of the combined hydrogen can be led to the freezing temperature or higher even if the temperature of the circulating gas is lower by that amount.

図５は、燃料電池スタック１の燃料極から排出されるガスの温度を示す説明図である。同図において、線Ｌ３は、燃料極から排出されるガス、すなわち、循環ガスの温度に関する時系列的な推移を示す。また、ｗは、温度のパラメータである。ここで、一定の出力で発電をしている燃料電池スタック１へ、線Ｌ４で示す形波のように、水素循環ポンプ１２により循環流量を増減させたとする。この場合、同図に示すように、循環流量が増減した場合であっても、循環ガスの温度に与える影響はほとんどない。これは、燃料電池スタック１の熱容量が循環ガスの熱容量よりも十分大きいためである。   FIG. 5 is an explanatory diagram showing the temperature of the gas discharged from the fuel electrode of the fuel cell stack 1. In the figure, a line L3 shows a time-series transition regarding the temperature of the gas discharged from the fuel electrode, that is, the circulating gas. W is a temperature parameter. Here, it is assumed that the circulation flow rate is increased / decreased by the hydrogen circulation pump 12 to the fuel cell stack 1 generating power at a constant output, as indicated by the waveform indicated by the line L4. In this case, as shown in the figure, even if the circulating flow rate increases or decreases, there is almost no influence on the temperature of the circulating gas. This is because the heat capacity of the fuel cell stack 1 is sufficiently larger than the heat capacity of the circulating gas.

以上、これらのことから分かるように、反応ガスの温度、前記燃料電池の運転出力に対応した反応ガスの流量、循環する排出ガスの温度および排出ガスの循環流量の少なくとも一つを制御することにより、合流部を流れるガス（一次供給水素または循環ガス）からこの合流部に加えられる熱量を調整することができる。これにより、合流部における温度が凍結温度よりも大きくなるように設定することができる。この場合、合流部における温度を凍結温度とするために必要な、反応ガスの温度、燃料電池の運転出力に対応した反応ガスの流量、循環する排出ガスの温度および排出ガスの循環流量の対応関係（図２を参照）に基づいて、先の制御を行えばよい。   As can be seen from the above, by controlling at least one of the temperature of the reaction gas, the flow rate of the reaction gas corresponding to the operation output of the fuel cell, the temperature of the exhaust gas to be circulated, and the circulation flow rate of the exhaust gas. The amount of heat applied to the merging portion from the gas (primary supply hydrogen or circulating gas) flowing through the merging portion can be adjusted. Thereby, it can set so that the temperature in a junction part may become larger than freezing temperature. In this case, the correspondence relationship between the temperature of the reaction gas, the flow rate of the reaction gas corresponding to the operation output of the fuel cell, the temperature of the exhaust gas to be circulated, and the circulation flow rate of the exhaust gas, which are necessary for setting the temperature at the junction to the freezing temperature. Based on (see FIG. 2), the previous control may be performed.

図６は、本発明の第１の実施形態にかかる燃料電池システムの制御方法の手順を示すフローチャートである。同図に示す処理は、所定周期で呼び込まれ、制御部４０によって実行される。ここで、制御部４０は、図２に示すような運転出力毎の凍結特性線を規定したマップ（あるいは、演算式）を、一次供給水素の種々の温度に対応して保持している。このようなマップ（あるいは、演算式）は、システムの特性等を考慮した上で、実験やシミュレーションを通じて予め取得されている。   FIG. 6 is a flowchart showing the procedure of the control method of the fuel cell system according to the first embodiment of the present invention. The process shown in the figure is called at a predetermined cycle and executed by the control unit 40. Here, the control unit 40 holds a map (or an arithmetic expression) that defines a freezing characteristic line for each operation output as shown in FIG. 2 corresponding to various temperatures of the primary supply hydrogen. Such a map (or an arithmetic expression) is acquired in advance through experiments and simulations in consideration of system characteristics and the like.

まず、ステップ１（Ｓ１）において、各種のセンサ値が読み込まれる。これにより、水素温度センサ４１のセンサ値から一次供給水素の温度が、水素流量センサ４２のセンサ値から一次供給水素の流量が、循環ガス温度センサ４３のセンサ値から循環ガスの温度、水素循環ポンプ１２の回転数から循環ガスの流量が特定される。   First, in step 1 (S1), various sensor values are read. As a result, the temperature of the primary supply hydrogen from the sensor value of the hydrogen temperature sensor 41, the flow rate of the primary supply hydrogen from the sensor value of the hydrogen flow sensor 42, the temperature of the circulating gas from the sensor value of the circulating gas temperature sensor 43, the hydrogen circulation pump The flow rate of the circulating gas is specified from the number of revolutions of 12.

ステップ２（Ｓ２）において、合流部の温度Ｔｊが凍結温度Ｔjthよりも大きいか否かが判断される。具体的には、一次供給水素の温度（センサ値）に対応したマップを特定し、このマップに基づいて、一次供給水素の流量（センサ値）と対応する凍結特性線から、循環ガスの流量（センサ値）において、凍結温度となる循環ガスの温度の最低値が特定される。例えば、図７に示すように、一次供給水素の温度が−６０℃、流量がＮ（ＮＬ／ｍｉｎ）である場合、循環ガスの流量が水素循環ポンプ１２の最大流量である約３．９ｘ（ＮＬ／ｍｉｎ）ならば、凍結温度となる循環ガスの温度の最低値は、概ね３．５ｙ（℃）と特定される。   In step 2 (S2), it is determined whether or not the temperature Tj of the junction is higher than the freezing temperature Tjth. Specifically, a map corresponding to the temperature (sensor value) of the primary supply hydrogen is identified, and based on this map, the flow rate of the circulating gas (from the freezing characteristic line corresponding to the flow rate (sensor value) of the primary supply hydrogen ( In the sensor value), the minimum value of the temperature of the circulating gas that becomes the freezing temperature is specified. For example, as shown in FIG. 7, when the temperature of the primary supply hydrogen is −60 ° C. and the flow rate is N (NL / min), the flow rate of the circulation gas is about 3.9 × (the maximum flow rate of the hydrogen circulation pump 12. NL / min), the minimum value of the temperature of the circulating gas that is the freezing temperature is specified to be approximately 3.5y (° C.).

循環ガス温度センサ４３から得られる循環ガスの温度（センサ値）が、特定された温度の最低値以下となる場合、すなわち、合流部の温度Ｔｊが凍結温度Ｔjth以下の場合には、ステップ２において否定判定されるため、ステップ３（Ｓ３）に進む。一方、循環ガスの温度（センサ値）が特定された温度の最低値よりも大きい場合、すなわち、合流部の温度Ｔｊが凍結温度Ｔjthよりも大きい場合には、ステップ２において肯定判定されるため、本ルーチンを抜ける。   When the temperature (sensor value) of the circulating gas obtained from the circulating gas temperature sensor 43 is equal to or lower than the lowest value of the specified temperature, that is, when the temperature Tj of the junction is equal to or lower than the freezing temperature Tjth, in step 2 Since a negative determination is made, the process proceeds to step 3 (S3). On the other hand, when the temperature (sensor value) of the circulating gas is larger than the minimum value of the specified temperature, that is, when the temperature Tj of the junction is larger than the freezing temperature Tjth, an affirmative determination is made in step 2, Exit this routine.

ステップ３において、目標熱量パラメータが算出される。本実施形態では、合流部が凍結温度以上となるように、一次供給水素の流量を増加させる制御を行うものである。したがって、目標熱量パラメータとしては、一次供給水素の目標流量が該当する。制御部４０は、図７に示すように、予め保持するマップを参照し、循環ガスの流量（センサ値）、一次供給水素の温度（センサ値）に基づいて、凍結温度に対応する循環ガスの温度が現在の循環ガスの温度（センサ値）以下となるような一次供給水素の目標流量を決定する。例えば、現在の循環ガスの温度（センサ値）が２．５ｙ（℃）程度であるならば、図７から分かるように、凍結温度となる循環ガスの温度の最低値が２．５ｙ（℃）よりも小さい、Ｈ（ＮＬ／ｍｉｎ）が一次供給水素の目標流量として設定される。   In step 3, a target heat quantity parameter is calculated. In the present embodiment, control is performed to increase the flow rate of the primary supply hydrogen so that the joining portion is equal to or higher than the freezing temperature. Therefore, the target flow rate parameter corresponds to the target flow rate of the primary supply hydrogen. As shown in FIG. 7, the control unit 40 refers to a map held in advance, and determines the circulating gas flow rate corresponding to the freezing temperature based on the flow rate (sensor value) of the circulating gas and the temperature of the primary supply hydrogen (sensor value). The target flow rate of the primary supply hydrogen is determined so that the temperature is equal to or lower than the current circulating gas temperature (sensor value). For example, if the current circulating gas temperature (sensor value) is about 2.5 y (° C.), as can be seen from FIG. 7, the minimum circulating gas temperature that is the freezing temperature is 2.5 y (° C.). H (NL / min), which is smaller than that, is set as the target flow rate of the primary supply hydrogen.

ステップ４（Ｓ４）において、目標熱量パラメータに基づいて、合流部の熱量を増加させる制御が行われる。具体的には、一次供給水素の目標流量に基づいて、水素制御バルブ１１の開度が制御される。   In step 4 (S4), control for increasing the heat quantity of the junction is performed based on the target heat quantity parameter. Specifically, the opening degree of the hydrogen control valve 11 is controlled based on the target flow rate of the primary supply hydrogen.

このように本実施形態において、燃料電池システムは、合流部における温度が凍結温度よりも大きくなるように、合流部を流れるガスから当該合流部に加えられる熱量が制御される。   As described above, in the present embodiment, in the fuel cell system, the amount of heat applied to the junction from the gas flowing through the junction is controlled so that the temperature at the junction is higher than the freezing temperature.

かかる構成によれば、合流部（本実施形態では、エゼクタ１３）を、凍結が生じる温度へと低下させることを抑制することができるので、この合流部において水蒸気等の凍結を抑制することである。これにより、循環・合流性能の低下を抑制することができる。また、一次供給水素の流量を調整すればよいので、合流部の凍結抑制制御を容易に行うことができる。   According to such a configuration, since it is possible to suppress the junction (in this embodiment, the ejector 13) from being lowered to a temperature at which freezing occurs, it is possible to suppress freezing of water vapor or the like at this junction. . Thereby, the fall of circulation and a confluence | merging performance can be suppressed. Moreover, since the flow rate of primary supply hydrogen should just be adjusted, the freezing suppression control of a confluence | merging part can be performed easily.

また、本実施形態において、制御部４０は、合流部における温度を凍結温度とするために必要な、一次供給水素の温度、運転出力に対応した一次供給水素の流量、循環ガスの温度および循環ガスの流量の対応関係に基づいて、一次供給水素の流量を制御する。かかる手法によれば、マップ等を参照することで、簡単な手法で凍結抑制制御を行うことができる。   Further, in the present embodiment, the control unit 40 requires the temperature of the primary supply hydrogen, the flow rate of the primary supply hydrogen corresponding to the operation output, the temperature of the circulation gas, and the circulation gas, which are necessary for setting the temperature at the junction to the freezing temperature. The flow rate of the primary supply hydrogen is controlled based on the correspondence relationship between the flow rates of the primary supply hydrogen. According to this method, freezing suppression control can be performed by a simple method by referring to a map or the like.

なお、本実施形態では、一次供給水素の流量を制御する構成であるため、合流部を凍結温度よりも大きくするために、一次供給水素の流量を低下させる必要がある。このケースでは、一次供給水素の流量低下にあわせて運転出力を低下させることとなるが、電動モータ２への供給出力を落とすことはできないため、燃料電池スタック１の運転出力を低下させた分は、二次電池３から補ってもよいし、出力制限という形で駆動電力を減らしてもよい。   In addition, in this embodiment, since it is the structure which controls the flow volume of primary supply hydrogen, in order to make a junction part larger than freezing temperature, it is necessary to reduce the flow volume of primary supply hydrogen. In this case, the operation output is decreased in accordance with the decrease in the flow rate of the primary supply hydrogen. However, since the supply output to the electric motor 2 cannot be decreased, the operation output of the fuel cell stack 1 is reduced. The secondary battery 3 may be supplemented, or the drive power may be reduced in the form of output limitation.

（第２の実施形態）
図８は、本発明の第２の実施形態にかかる燃料電池システムの全体構成を示すブロック図である。この第２の実施形態の燃料電池システムが、第１の実施形態のそれと相違する点は、一次供給水素に対する加熱手段を備えることにある。なお、第１の実施形態と共通する構成・制御手順と重複する部分については、説明を省略することとし、以下相違点を中心に説明を行う。 (Second Embodiment)
FIG. 8 is a block diagram showing the overall configuration of the fuel cell system according to the second embodiment of the present invention. The fuel cell system of the second embodiment is different from that of the first embodiment in that it includes a heating means for primary supply hydrogen. In addition, about the part which overlaps with the structure and control procedure which are common in 1st Embodiment, suppose that description is abbreviate | omitted and demonstrates below centering on difference.

加熱手段である水素ヒータ１５は、水素循環流路Ｌ２との合流部（本実施形態では、エゼクタ１３）よりも上流側の水素供給流路に設けられている。水素ヒータ１５を動作させることにより、一次供給水素の温度を増加させることができる。   The hydrogen heater 15 serving as a heating means is provided in the hydrogen supply flow path upstream of the junction (the ejector 13 in this embodiment) with the hydrogen circulation flow path L2. By operating the hydrogen heater 15, the temperature of the primary supply hydrogen can be increased.

本実施形態の構成では、合流部の温度が凍結温度以上となるように、一次供給水素の温度を増加させる制御を行うものであり、目標熱量パラメータとしては、一次供給水素の目標温度が該当する。具体的には、一次供給水素の種々の温度毎のマップを参照し、凍結温度となる循環ガスの温度の最低値が、現在の循環ガスの温度（センサ値）に対応するように、一次供給水素の目標温度を決定する。そして、制御部４０は、水素温度センサ４１から得られる一次供給水素の温度が、決定された一次供給水素の目標温度となるように、水素ヒータ１５を動作させる。   In the configuration of the present embodiment, control is performed to increase the temperature of the primary supply hydrogen so that the temperature of the junction is equal to or higher than the freezing temperature, and the target temperature parameter corresponds to the target temperature of the primary supply hydrogen. . Specifically, referring to maps of various temperatures of the primary supply hydrogen, the primary supply is performed so that the minimum value of the circulating gas temperature that becomes the freezing temperature corresponds to the current circulating gas temperature (sensor value). Determine the target temperature for hydrogen. Then, the controller 40 operates the hydrogen heater 15 so that the temperature of the primary supply hydrogen obtained from the hydrogen temperature sensor 41 becomes the determined target temperature of the primary supply hydrogen.

このように本実施形態によれば、合流部（本実施形態では、エゼクタ１３）を、凍結が生じる温度へと低下させることを抑制することができるので、この合流部において水蒸気等の凍結を抑制することである。これにより、循環・合流性能の低下を抑制することができる。また、水素ヒータ１５により、一次供給水素の温度を調整すればよいので、合流部の凍結抑制制御を容易に行うことができる。   As described above, according to the present embodiment, it is possible to suppress the junction portion (in this embodiment, the ejector 13) from being lowered to a temperature at which freezing occurs, and thus, freezing of water vapor or the like is suppressed at the junction portion. It is to be. Thereby, the fall of circulation and a confluence | merging performance can be suppressed. In addition, since the temperature of the primary supply hydrogen may be adjusted by the hydrogen heater 15, it is possible to easily perform the freeze suppression control of the junction.

（第３の実施形態）
本発明の第３の実施形態に係る燃料電池システムが、第１または第２の実施形態のそれと相違する点は、合流部の温度が凍結温度以上となるように、循環ガスの流量を増加させることである。なお、第１の実施形態と共通する構成・制御手順と重複する部分については、説明を省略することとし、以下相違点を中心に説明を行う。 (Third embodiment)
The fuel cell system according to the third embodiment of the present invention is different from that of the first or second embodiment in that the flow rate of the circulating gas is increased so that the temperature of the confluence portion is equal to or higher than the freezing temperature. That is. In addition, about the part which overlaps with the structure and control procedure which are common in 1st Embodiment, suppose that description is abbreviate | omitted and demonstrates below centering on difference.

本実施形態において、目標熱量パラメータとしては、循環ガスの目標流量が該当し、循環ガスの流量は、水素循環ポンプ１２の回転数により制御することができる。例えば、ある運転出力に対応して一次供給水素の流量をＩ（ＮＬ／ｍｉｎ）として運転していた場合、所定のストイキで運転するための循環ガスの流量Ｌａは約２．２５ｘ（ＮＬ／ｍｉｎ）に設定されているとする。このケースでは、図９に示すように、循環ガスの温度が３．８ｙ（℃）以上であれば、合流部の温度が凍結温度以上となることが判断される。   In the present embodiment, the target heat quantity parameter corresponds to the target flow rate of the circulation gas, and the flow rate of the circulation gas can be controlled by the rotation speed of the hydrogen circulation pump 12. For example, when the primary supply hydrogen flow rate is operated as I (NL / min) corresponding to a certain operation output, the circulation gas flow rate La for operation at a predetermined stoichiometry is about 2.25 × (NL / min). ). In this case, as shown in FIG. 9, if the temperature of the circulating gas is 3.8 y (° C.) or higher, it is determined that the temperature of the junction is higher than the freezing temperature.

ここで、外気温度の低下によって、循環ガスの温度が３．８ｙ（℃）から３ｙ（℃）に低下してしまうようなシーンを想定する。このケースでは、制御部４０は、循環ガスの温度（センサ値）をモニタリングし、それが低下したならば、マップを参照しつつ、その温度に対応する循環ガスの流量を特定し、これを循環ガスの目標流量として設定する。そして、制御部４０は、循環ガスの流量が目標流量となるように、水素循環ポンプ１２の回転数を制御する。このような制御により、循環ガスの流量Ｌｂは最終的に約３．１ｘ（ＮＬ／ｍｉｎ）へと増加させられる。   Here, a scene is assumed in which the temperature of the circulating gas decreases from 3.8 y (° C.) to 3 y (° C.) due to a decrease in the outside air temperature. In this case, the control unit 40 monitors the temperature (sensor value) of the circulating gas, and if it decreases, refers to the map and identifies the flow rate of the circulating gas corresponding to the temperature, and circulates this. Set as the target gas flow rate. And the control part 40 controls the rotation speed of the hydrogen circulation pump 12 so that the flow volume of circulating gas may turn into target flow volume. Through such control, the flow rate Lb of the circulating gas is finally increased to about 3.1 × (NL / min).

このように本実施形態によれば、合流部（本実施形態では、エゼクタ１３）を、凍結が生じる温度へと低下させることを抑制することができるので、この合流部において水蒸気等の凍結を抑制することである。これにより、循環・合流性能の低下を抑制することができる。また、水素循環ポンプ１２の回転数により、循環ガスの流量を調整すればよいので、合流部の凍結抑制制御を容易に行うことができる。   Thus, according to this embodiment, since it can suppress that a junction part (in this embodiment, ejector 13) falls to the temperature which freezes, freezing of water vapor | steam etc. is suppressed in this junction part. It is to be. Thereby, the fall of circulation and a confluence | merging performance can be suppressed. Further, since the flow rate of the circulating gas may be adjusted according to the rotation speed of the hydrogen circulation pump 12, it is possible to easily perform the freeze suppression control of the junction.

また、本実施形態によれば、運転出力を低下させる、または、ヒータを新規に追加するといったことがなく、既存のシステム構成のままで凍結抑制制御を行うことができる。   Further, according to the present embodiment, the freeze suppression control can be performed with the existing system configuration without reducing the operation output or newly adding a heater.

（第４の実施形態）
図１０は、本発明の第４の実施形態に係る燃料電池システムの全体構成を示すブロック図である。本発明の第４の実施形態に係る燃料電池システムが、第１から第３の実施形態のいずれかと相違する点は、合流水素による合流部の温度が凍結温度以上となるように、循環ガスの温度を増加させる制御を行うものである。なお、第１の実施形態と共通する構成・制御手順と重複する部分については、説明を省略することとし、以下相違点を中心に説明を行う。 (Fourth embodiment)
FIG. 10 is a block diagram showing an overall configuration of a fuel cell system according to the fourth embodiment of the present invention. The fuel cell system according to the fourth embodiment of the present invention is different from any one of the first to third embodiments in that the temperature of the circulating gas is equal to or higher than the freezing temperature. Control to increase the temperature is performed. In addition, about the part which overlaps with the structure and control procedure which are common in 1st Embodiment, suppose that description is abbreviate | omitted and demonstrates below centering on difference.

本実施形態の構成では、水素循環流路Ｌ２には、循環ガスを加熱する加熱手段としての循環ガスヒータ１６が設けられている。この循環ガスヒータ１６を動作させることにより、循環ガスの温度を加熱することがきる。すなわち、本実施形態における目標熱量パラメータとしては、循環ガスの目標温度が該当する。   In the configuration of the present embodiment, the hydrogen circulation passage L2 is provided with a circulation gas heater 16 as a heating means for heating the circulation gas. By operating the circulating gas heater 16, the temperature of the circulating gas can be heated. That is, the target temperature of the circulating gas corresponds to the target heat quantity parameter in the present embodiment.

ここで、一次供給水素の流量としてＮ（ＮＬ／ｍｉｎ）が必要な出力で、かつ、水素循環ポンプ１２の運転流量範囲（図１１の範囲Ａ）のうち最大流量で運転していたとする。このケースでは、図１１に示すように、合流部が凍結温度以上となるために必要な循環ガスの最低温度Ｔｂは、約３．６ｙ（℃）となっている。そこで、外気温度の低下によって、循環ガスの温度Ｔａが３．６ｙ（℃）を下回ろうとした場合には、上述の手法により循環ガスの温度を増加させて、３．６ｙ（℃）以上となるようにする。   Here, it is assumed that the operation is performed at the maximum flow rate in the operation flow range (range A in FIG. 11) of the hydrogen circulation pump 12 with an output that requires N (NL / min) as the flow rate of the primary supply hydrogen. In this case, as shown in FIG. 11, the minimum temperature Tb of the circulating gas required for the joining portion to be equal to or higher than the freezing temperature is about 3.6y (° C.). Therefore, when the temperature Ta of the circulating gas is about to fall below 3.6 y (° C.) due to a decrease in the outside air temperature, the temperature of the circulating gas is increased by the above-described method to be 3.6 y (° C.) or higher. To be.

このように本実施形態によれば、合流部（本実施形態では、エゼクタ１３）を、凍結が生じる温度へと低下させることを抑制することができるので、この合流部において水蒸気等の凍結を抑制することである。これにより、循環・合流性能の低下を抑制することができる。また、循環ガスヒータ１６により、循環ガスの温度を調整すればよいので、合流部の凍結抑制制御を容易に行うことができる。   Thus, according to this embodiment, since it can suppress that a junction part (in this embodiment, ejector 13) falls to the temperature which freezes, freezing of water vapor | steam etc. is suppressed in this junction part. It is to be. Thereby, the fall of circulation and a confluence | merging performance can be suppressed. Further, since the temperature of the circulating gas may be adjusted by the circulating gas heater 16, it is possible to easily perform the freeze suppression control of the joining portion.

また、本実施形態では、水素循環ポンプ１２を最大回転数で運転しているといったように、循環ガスの流量をこれ以上増加させることができないようなシーンにおいて、合流部の凍結抑制制御を効果的に行うことができる
（第５の実施形態）
この第５の実施形態が、第１から第４の実施形態のいずれかと相違する点は、上記の各手法によって合流部の熱量増加を一次的な制御として行うとともに、これに追加して、冷却水の熱量を増加させることにより、燃料電池スタック１の燃料極から排出されるガス（循環ガス）の温度を増加させる制御を二次的な制御として行う点である。なお、各実施形態と共通する構成・制御手順と重複する部分については、説明を省略することとし、以下相違点を中心に説明を行う。 Further, in this embodiment, in the scene where the flow rate of the circulating gas cannot be increased any more, such as when the hydrogen circulation pump 12 is operated at the maximum rotation speed, the freezing suppression control of the merging portion is effective. (Fifth embodiment)
The fifth embodiment differs from any of the first to fourth embodiments in that the amount of heat at the junction is increased as a primary control by the above-described methods, and in addition to this, cooling is performed. The secondary control is to increase the temperature of the gas (circulation gas) discharged from the fuel electrode of the fuel cell stack 1 by increasing the amount of heat of water. In addition, about the part which overlaps with the structure and control procedure which are common in each embodiment, suppose that description is abbreviate | omitted and demonstrates below centering on difference.

本実施形態の構成において、冷却水の熱量を増加させる手法としては、例えば、以下に示す手法が挙げられる。第１の手法としては、冷却水循環ポンプ３０の回転数を低下させ、冷却水の循環流量を低下させる。これにより、ラジエータ３１を介した放熱が抑制されるため、燃料電池スタック１の温度低下が抑制され、循環ガスを昇温することができる。第２の手法としては、冷却水ヒータ３４を動作させる。これにより、冷却水の温度増加が促進され、燃料電池スタック１を介して循環ガスを昇温することができる。第３の手法としては、第２の手法とともに、冷却水循環ポンプ３０の回転数を増加させ、冷却水の循環流量を増加させる。これにより、冷却水ヒータ３４から得た熱を効率よく燃料電池スタック１へ伝達させることができるので、循環ガスを効率的に昇温することができる。第４の手法としては、ファン３２の回転数を低下させる、もしくは、冷却系における流路をバイパス流路Ｌ７に切り替える。これにより、ラジエータ３１を介した放熱が抑制されるため、燃料電池スタック１の温度低下が抑制され、循環ガスを昇温することができる。この第４の手法は、これを単独で行ってもよいし、第１の手法から第３の手法のいずれか一つの手法とともに行ってもよい。第５の手法としては、燃料電池スタック１の出力を増加させる。これにより、燃料電池スタック１の発熱を介して循環ガスを昇温することができる。この第５の手法は、これを単独でおこなってもよいし、第１の手法から第４の手法のいずれか一つの手法とともに行ってもよい。   In the configuration of the present embodiment, examples of the method for increasing the heat quantity of the cooling water include the following methods. As a first method, the number of rotations of the cooling water circulation pump 30 is decreased, and the circulating flow rate of the cooling water is decreased. Thereby, since the heat radiation through the radiator 31 is suppressed, the temperature drop of the fuel cell stack 1 is suppressed, and the circulating gas can be heated. As a second method, the cooling water heater 34 is operated. Thereby, the temperature increase of the cooling water is promoted, and the circulating gas can be heated through the fuel cell stack 1. As a third method, together with the second method, the number of rotations of the cooling water circulation pump 30 is increased to increase the circulating flow rate of the cooling water. Thereby, since the heat obtained from the coolant heater 34 can be efficiently transmitted to the fuel cell stack 1, the circulating gas can be efficiently heated. As a fourth method, the rotational speed of the fan 32 is decreased, or the flow path in the cooling system is switched to the bypass flow path L7. Thereby, since the heat radiation through the radiator 31 is suppressed, the temperature drop of the fuel cell stack 1 is suppressed, and the circulating gas can be heated. In the fourth method, this may be performed alone, or may be performed together with any one of the first to third methods. As a fifth method, the output of the fuel cell stack 1 is increased. Thereby, the temperature of the circulating gas can be raised through the heat generation of the fuel cell stack 1. In the fifth method, this may be performed alone or together with any one of the first to fourth methods.

図１２は、第５の実施形態にかかる燃料電池システムの制御方法の手順を示すフローチャートである。本実施形態にかかる処理では、第１の実施形態に示す処理に加えて、後述するステップ５（Ｓ５）およびステップ（Ｓ６）が設けられている。なお、ステップ１の処理では、冷却水温度センサ４４のセンサ値から冷却水の温度が特定される。   FIG. 12 is a flowchart showing a procedure of a control method of the fuel cell system according to the fifth embodiment. In the processing according to the present embodiment, in addition to the processing shown in the first embodiment, Step 5 (S5) and Step (S6) described later are provided. In the process of step 1, the temperature of the cooling water is specified from the sensor value of the cooling water temperature sensor 44.

ステップ５において、冷却水の温度Ｔｃが、冷却水判定温度Ｔcth以上であるか否かが判断される。この冷却水判定温度Ｔcthは、合流部の温度が凍結温度よりも大きくなるような循環ガスの温度、これを実現するために必要な冷却液の温度の最低値を規定したものである。この冷却水判定温度Ｔcthは、一次供給水素の流量および温度、循環ガスの流量をパラメータとする動的な値である。図３に示すように、合流部における温度を前記凍結温度以上とするために必要な、反応ガスの温度、前記燃料電池の運転出力に対応した反応ガスの流量、循環する排出ガスの温度および排出ガスの循環流量の対応関係に基づいて、当該対応関係に規定される循環ガスの温度を実現するための冷却水温度が規定されている。   In step 5, it is determined whether or not the cooling water temperature Tc is equal to or higher than the cooling water determination temperature Tcth. This cooling water judgment temperature Tcth defines the temperature of the circulating gas at which the temperature of the confluence portion becomes higher than the freezing temperature and the minimum value of the temperature of the coolant necessary to realize this. This cooling water determination temperature Tcth is a dynamic value using the flow rate and temperature of the primary supply hydrogen and the flow rate of the circulating gas as parameters. As shown in FIG. 3, the temperature of the reaction gas, the flow rate of the reaction gas corresponding to the operation output of the fuel cell, the temperature of the exhaust gas circulated and the discharge required to make the temperature at the junction more than the freezing temperature Based on the correspondence relationship of the gas circulation flow rate, the coolant temperature for realizing the temperature of the circulation gas defined in the correspondence relationship is defined.

このステップ５において肯定判定された場合、すなわち、冷却水の温度Ｔｃが、冷却水判定温度Ｔcth以上である場合には、本ルーチンを抜ける。一方、ステップ５において否定判定された場合、すなわち、冷却水の温度Ｔｃが冷却水判定温度Ｔcthよりも小さい場合には、ステップ６（Ｓ６）に進む。   If an affirmative determination is made in step 5, that is, if the cooling water temperature Tc is equal to or higher than the cooling water determination temperature Tcth, the routine is exited. On the other hand, if a negative determination is made in step 5, that is, if the cooling water temperature Tc is lower than the cooling water determination temperature Tcth, the process proceeds to step 6 (S6).

ステップ６において、冷却水の温度制御が行われる。具体的には、制御部４０は、上記の第１から第５の手法のいずれか一つの手法を用いて、冷却水の温度を上昇させる。この際、制御部４０は、冷却水温度センサ４４から得られる検出値を参照しつつ、冷却水の温度Ｔｃが冷却水判定温度Ｔcthとなるように冷却水の温度を制御する。   In step 6, the temperature control of the cooling water is performed. Specifically, the control unit 40 increases the temperature of the cooling water using any one of the first to fifth methods. At this time, the control unit 40 refers to the detection value obtained from the cooling water temperature sensor 44 and controls the temperature of the cooling water so that the cooling water temperature Tc becomes the cooling water determination temperature Tcth.

このように本実施形態において、制御部４０は、冷却液の温度が冷却水判定温度Ｔcth以上となるように、冷却系を制御する、または、燃料電池スタック１の運転出力を制御する。   Thus, in the present embodiment, the control unit 40 controls the cooling system or the operation output of the fuel cell stack 1 so that the temperature of the coolant becomes equal to or higher than the cooling water determination temperature Tcth.

かかる構成によれば、第１から第４の実施形態に示すように、合流部の熱量増加させる一次的な制御を行った場合であっても凍結温度に到達してしまようなケースにおいて、冷却系または燃料電池スタックの運転出力を制御することにより、これを追加的な手法として凍結抑制制御を行うことができる。これにより、合流部（本実施形態では、エゼクタ１３）を、凍結が生じる温度へと低下させることを有効に抑制することができるので、この合流部において水蒸気等の凍結を抑制することである。これにより、循環・合流性能の低下を抑制することができる。   According to such a configuration, as shown in the first to fourth embodiments, in the case where the freezing temperature is reached even in the case where the primary control for increasing the heat quantity of the junction is performed, the cooling is performed. By controlling the operation output of the system or the fuel cell stack, freezing suppression control can be performed using this as an additional method. Thereby, since it can suppress effectively that a junction part (Ejector 13 in this embodiment) falls to the temperature which freezes, it is suppressing freezing of water vapor | steam etc. in this junction part. Thereby, the fall of circulation and a confluence | merging performance can be suppressed.

なお、第５の実施形態は、冷却系または燃料電池スタックの運転出力を制御することにより、循環ガスの温度を増加させている。すなわち、第５の実施形態に示す手法は、本実施形態に示すような追加的な制御に限定されず、例えば、第４の実施形態に示す循環ガスヒータ１６に代えて、循環ガスの温度を増加させる手法として活用してもよい。   In the fifth embodiment, the temperature of the circulating gas is increased by controlling the operation output of the cooling system or the fuel cell stack. That is, the method shown in the fifth embodiment is not limited to the additional control as shown in the present embodiment. For example, instead of the circulating gas heater 16 shown in the fourth embodiment, the temperature of the circulating gas is increased. It may be used as a technique to make it happen.

以上、本発明の実施形態にかかる燃料電池システムおよびその制御方法について説明したが、本発明は上述した実施形態に限定されることなく、その発明の範囲内において種々の変形が可能である。例えば、本実施形態では、マップを参照して必要なパラメータを導出しているが、リアルタイムで演算して必要なパラメータを導出してもよい。また、本実施形態では、一次供給水素の温度に応じてマップを複数備える形態を前提で説明を行っているが、システムの運転条件の中で起こり得る一次供給水素の温度最低値に対応したマップのみを備えていてもよい。また、本実施形態では、合流部としてポンプ性能を持たせたエゼクタ１３を備える構成であるが、合流部としては、増幅ノズルでもよいし、ポンプ性能を有さない単なる合流管でも構わない。さらに、本実施形態では、燃料電池スタック１の燃料極に対応する循環系を備える構成であるが、本発明は、燃料電池スタック１の酸化剤極に対応する循環系を備える構成において、その合流部における凍結抑制として適用してもよい。   Although the fuel cell system and the control method thereof according to the embodiments of the present invention have been described above, the present invention is not limited to the above-described embodiments, and various modifications can be made within the scope of the invention. For example, in the present embodiment, necessary parameters are derived with reference to a map, but necessary parameters may be derived by calculating in real time. Further, in the present embodiment, the description is made on the assumption that a plurality of maps are provided according to the temperature of the primary supply hydrogen, but the map corresponding to the lowest temperature of the primary supply hydrogen that can occur in the operating conditions of the system. You may have only. Moreover, in this embodiment, although it is the structure provided with the ejector 13 which gave pump performance as a confluence | merging part, an amplification nozzle may be sufficient as a confluence | merging part, and the simple merging pipe which does not have pump performance may be sufficient as it. Further, in the present embodiment, the circulation system corresponding to the fuel electrode of the fuel cell stack 1 is provided. However, the present invention includes a circulation system corresponding to the oxidant electrode of the fuel cell stack 1, and the merging thereof You may apply as freezing suppression in a part.

第１の実施形態にかかる燃料電池システムの全体構成を示すブロック図1 is a block diagram showing the overall configuration of a fuel cell system according to a first embodiment. 種々の運転出力に応じて必要とされる一次供給水素の流量毎に合流部が凍結温度となるときの循環ガスの温度および流量の関係を示す説明図Explanatory drawing which shows the relationship of the temperature and flow volume of circulating gas when a junction part becomes freezing temperature for every flow volume of primary supply hydrogen required according to various driving | operation outputs 種々の運転出力に応じて必要とされる一次供給水素の流量毎に所定のストイキを確保するために必要な循環ガスの流量を示す説明図Explanatory drawing which shows the flow volume of the circulation gas required in order to ensure predetermined stoichiometry for every flow volume of the primary supply hydrogen required according to various operation outputs 合流部の凍結を抑制するための最低温度を示す説明図Explanatory drawing which shows the minimum temperature for suppressing freezing of a junction 燃料電池スタック１の燃料極から排出されるガスの温度を示す説明図Explanatory drawing which shows the temperature of the gas discharged | emitted from the fuel electrode of the fuel cell stack 1 第１の実施形態にかかる燃料電池システムの制御方法の手順を示すフローチャートThe flowchart which shows the procedure of the control method of the fuel cell system concerning 1st Embodiment. 合流部が凍結温度となるときの循環ガスの温度および流量の関係を示す説明図Explanatory drawing which shows the relationship between the temperature and flow rate of circulating gas when a junction part becomes freezing temperature 第２の実施形態にかかる燃料電池システムの全体構成を示すブロック図The block diagram which shows the whole structure of the fuel cell system concerning 2nd Embodiment. 合流部が凍結温度となるときの循環ガスの温度および流量の関係を示す説明図Explanatory drawing which shows the relationship between the temperature and flow rate of circulating gas when a junction part becomes freezing temperature 第４の実施形態にかかる燃料電池システムの全体構成を示すブロック図The block diagram which shows the whole structure of the fuel cell system concerning 4th Embodiment. 合流部が凍結温度となるときの循環ガスの温度および流量の関係を示す説明図Explanatory drawing which shows the relationship between the temperature and flow rate of circulating gas when a junction part becomes freezing temperature 第５の実施形態にかかる燃料電池システムの制御方法の手順を示すフローチャートThe flowchart which shows the procedure of the control method of the fuel cell system concerning 5th Embodiment.

符号の説明Explanation of symbols

１ 燃料電池スタック
２ 電動モータ
３ 二次電池
１０ 燃料タンク
１１ 水素制御バルブ
１２ 水素循環ポンプ
１３ エゼクタ
１４ パージバルブ
１５ 水素ヒータ
１６ 循環ガスヒータ
２０ コンプレッサ
２１ 空気制御バルブ
３０ 冷却水循環ポンプ
３１ ラジエータ
３２ ファン
３４ 冷却水ヒータ
４０ 制御部
４１ 水素温度センサ
４２ 水素流量センサ
４３ 循環ガス温度センサ
４４ 冷却水温度センサ DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Fuel cell stack 2 Electric motor 3 Secondary battery 10 Fuel tank 11 Hydrogen control valve 12 Hydrogen circulation pump 13 Ejector 14 Purge valve 15 Hydrogen heater 16 Circulating gas heater 20 Compressor 21 Air control valve 30 Cooling water circulation pump 31 Radiator 32 Fan 34 Cooling water heater 40 Control Unit 41 Hydrogen Temperature Sensor 42 Hydrogen Flow Sensor 43 Circulating Gas Temperature Sensor 44 Cooling Water Temperature Sensor

Claims (14)

燃料電池システムにおいて、
反応ガスが供給されることにより、当該反応ガスを電気化学的に反応させて発電を行う燃料電池と、
反応ガス供給手段からの反応ガスを前記燃料電池に供給する反応ガス供給流路と、
合流部を介して前記反応ガス供給流路と接続しており、前記燃料電池から排出される排出ガスを前記反応ガス供給手段からの反応ガスに合流させて前記燃料電池に循環させるガス循環流路と、
前記合流部を流れるガスから当該合流部に加えられる熱量を調整する調整手段と、
前記合流部における温度が、当該合流部に凍結が生じる温度である凍結温度よりも大きくなるように、前記調整手段を制御する制御手段と
を有することを特徴とする燃料電池システム。 In the fuel cell system,
A fuel cell that generates electricity by electrochemically reacting the reaction gas by supplying the reaction gas; and
A reaction gas supply channel for supplying a reaction gas from the reaction gas supply means to the fuel cell;
A gas circulation passage that is connected to the reaction gas supply passage through a junction, and combines the exhaust gas discharged from the fuel cell with the reaction gas from the reaction gas supply means and circulates it in the fuel cell. When,
Adjusting means for adjusting the amount of heat applied to the joining portion from the gas flowing through the joining portion;
A fuel cell system comprising: a control unit that controls the adjustment unit so that a temperature at the junction unit is higher than a freezing temperature that is a temperature at which the junction unit freezes. 前記調整手段は、反応ガスの温度、前記燃料電池の運転出力に対応した反応ガスの流量、循環する排出ガスの温度および排出ガスの循環流量の少なくとも一つを調整することを特徴とする請求項１に記載された燃料電池システム。   The adjusting means adjusts at least one of a temperature of the reaction gas, a flow rate of the reaction gas corresponding to an operation output of the fuel cell, a temperature of the circulating exhaust gas, and a circulation flow rate of the exhaust gas. 1. The fuel cell system described in 1. 前記制御手段は、前記合流部における温度を前記凍結温度とするために必要な、反応ガスの温度、前記燃料電池の運転出力に対応した反応ガスの流量、循環する排出ガスの温度および排出ガスの循環流量の対応関係に基づいて、前記調整手段を制御することを特徴とする請求項２に記載された燃料電池システム。   The control means includes a reaction gas temperature, a reaction gas flow rate corresponding to an operation output of the fuel cell, a circulating exhaust gas temperature, and an exhaust gas temperature necessary for setting the temperature at the junction to the freezing temperature. The fuel cell system according to claim 2, wherein the adjusting unit is controlled based on a correspondence relationship between circulating flow rates. 前記調整手段は、前記合流部を流れる排出ガスから当該合流部に加えられる熱量を調整することを特徴とする請求項１に記載された燃料電池システム。   2. The fuel cell system according to claim 1, wherein the adjusting unit adjusts an amount of heat applied to the joining portion from an exhaust gas flowing through the joining portion. 前記制御手段は、前記合流部における温度を前記凍結温度とするために必要な、反応ガスの温度、前記燃料電池の運転出力に対応した反応ガスの流量、循環する排出ガスの温度および排出ガスの循環流量の対応関係に基づいて、当該対応関係に規定される排出ガスの循環流量よりも大きくなるように、排出ガスの循環流量を増加させることを特徴とする請求項４に記載された燃料電池システム。   The control means includes a reaction gas temperature, a reaction gas flow rate corresponding to an operation output of the fuel cell, a circulating exhaust gas temperature, and an exhaust gas temperature necessary for setting the temperature at the junction to the freezing temperature. 5. The fuel cell according to claim 4, wherein the circulation flow rate of the exhaust gas is increased based on the correspondence relationship of the circulation flow rate so as to be larger than the circulation flow rate of the exhaust gas defined in the correspondence relationship. system. 前記調整手段は、前記ガス循環流路において排出ガスを循環させるガス循環ポンプであり、
前記制御手段は、前記ガス循環ポンプの回転数を増加させることを特徴とする請求項５に記載された燃料電池システム。 The adjusting means is a gas circulation pump for circulating exhaust gas in the gas circulation flow path;
6. The fuel cell system according to claim 5, wherein the control means increases the rotational speed of the gas circulation pump. 調温可能な冷却液を循環させることにより、前記燃料電池の温度を調整する冷却手段をさらに有し、
前記制御手段は、前記冷却液の温度が、前記合流部の温度が凍結温度となる排出ガスの温度として必要な冷却液の温度以上となるように、前記冷却手段を制御することを特徴とする請求項１から６のいずれか一項に記載された燃料電池システム。 A cooling means for adjusting the temperature of the fuel cell by circulating a coolant capable of adjusting temperature;
The control means controls the cooling means so that a temperature of the cooling liquid becomes equal to or higher than a temperature of a cooling liquid necessary as an exhaust gas temperature at which the temperature of the merging portion becomes a freezing temperature. The fuel cell system according to any one of claims 1 to 6. 前記冷却手段は、前記冷却液を循環させる冷却液循環ポンプを含み、
前記制御手段は、前記冷却液循環ポンプの回転数を低下させることを特徴とする請求項７に記載された燃料電池システム。 The cooling means includes a coolant circulation pump for circulating the coolant,
8. The fuel cell system according to claim 7, wherein the control means reduces the rotational speed of the coolant circulation pump. 前記冷却手段は、前記冷却液を加温するヒータを含み、
前記制御手段は、前記ヒータを動作させることを特徴とする請求項７に記載された燃料電池システム。 The cooling means includes a heater for heating the coolant,
The fuel cell system according to claim 7, wherein the control unit operates the heater. 前記冷却手段は、前記冷却液を循環させる冷却液循環ポンプをさらに含み、
前記制御手段は、さらに、前記冷却液循環ポンプの回転数を増加させることを特徴とする請求項９に記載された燃料電池システム。 The cooling means further includes a coolant circulation pump for circulating the coolant,
The fuel cell system according to claim 9, wherein the control unit further increases the number of rotations of the coolant circulation pump. 前記冷却手段は、前記冷却液の熱を放熱するラジエータと、当該ラジエータに送風するファンとを含み、
前記制御手段は、前記ファンの回転数を低下させることを特徴とする請求項７から１０のいずれか一項に記載された燃料電池システム。 The cooling means includes a radiator that radiates heat of the coolant, and a fan that blows air to the radiator.
The fuel cell system according to any one of claims 7 to 10, wherein the control means reduces the rotational speed of the fan. 前記冷却手段は、前記冷却液の熱を放熱するラジエータと、前記冷却水の通過経路を前記ラジエータを通過して循環する経路と当該ラジエータを迂回して循環する経路とで切り替える切替弁を有し、
前記制御手段は、前記切替弁を前記ラジエータを迂回して循環する経路に設定することを特徴とする請求項７から１０のいずれか一項に記載された燃料電池システム。 The cooling means includes a radiator that dissipates heat of the coolant, a switching valve that switches between a path through which the cooling water passes and circulates through the radiator, and a path that circulates around the radiator. ,
The fuel cell system according to any one of claims 7 to 10, wherein the control means sets the switching valve to a path that circulates around the radiator. 冷却液を循環させることにより、前記燃料電池の温度を調整する冷却手段をさらに有し、
前記制御手段は、前記冷却液の温度が、前記合流部の温度が凍結温度となる排出ガスの温度として必要な冷却液の温度以上となるように、前記燃料電池の運転出力を増加させることを特徴とする請求項１から６のいずれか一項に記載された燃料電池システム。 A cooling means for adjusting the temperature of the fuel cell by circulating a coolant;
The control means increases the operation output of the fuel cell so that the temperature of the coolant becomes equal to or higher than the temperature of the coolant required as the temperature of the exhaust gas at which the temperature of the junction becomes the freezing temperature. The fuel cell system according to any one of claims 1 to 6, characterized in that 反応ガスが供給されることにより、当該反応ガスを電気化学的に反応させて発電を行う燃料電池を備える燃料電池システムの制御方法において、
反応ガス供給手段からの反応ガスを前記燃料電池に供給するステップと、
前記燃料電池から排出される排出ガスを、合流部を介して前記反応ガス供給手段からの反応ガスに合流させて前記燃料電池に循環させるステップと、
前記合流部における温度が、当該合流部に凍結が生じる温度である凍結温度よりも大きくなるように、前記合流部を流れるガスから当該合流部に加えられる熱量を調整するステップと
を有することを特徴とする燃料電池システムの制御方法。 In a control method of a fuel cell system including a fuel cell that generates power by electrochemically reacting the reaction gas by supplying the reaction gas,
Supplying a reaction gas from a reaction gas supply means to the fuel cell;
Merging the exhaust gas discharged from the fuel cell with the reaction gas from the reaction gas supply means via a merging portion and circulating it to the fuel cell;
Adjusting the amount of heat applied to the junction from the gas flowing through the junction so that the temperature at the junction is greater than the freezing temperature at which the junction is frozen. A control method for a fuel cell system.
JP2008008015A 2008-01-17 2008-01-17 Fuel cell system, and fuel cell system control method Pending JP2009170295A (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2008008015A JP2009170295A (en) 2008-01-17 2008-01-17 Fuel cell system, and fuel cell system control method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2008008015A JP2009170295A (en) 2008-01-17 2008-01-17 Fuel cell system, and fuel cell system control method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2009170295A true JP2009170295A (en) 2009-07-30

Family

ID=40971237

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2008008015A Pending JP2009170295A (en) 2008-01-17 2008-01-17 Fuel cell system, and fuel cell system control method

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP2009170295A (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2010049914A (en) * 2008-08-21 2010-03-04 Toyota Motor Corp Hydrogen circulation device of fuel cell
WO2015170416A1 (en) * 2014-05-09 2015-11-12 日産自動車株式会社 Fuel-cell system and method for controlling fuel-cell system
WO2016080110A1 (en) * 2014-11-20 2016-05-26 日産自動車株式会社 Fuel cell anode system and fuel cell anode system control method
CN109742421A (en) * 2019-02-28 2019-05-10 中山大洋电机股份有限公司 A kind of fuel cell hydrogen circulator and its fuel cell of application
JP2019096576A (en) * 2017-11-28 2019-06-20 トヨタ自動車株式会社 Fuel cell system

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004095528A (en) * 2002-07-10 2004-03-25 Denso Corp Fuel cell system
JP2006134695A (en) * 2004-11-05 2006-05-25 Toyota Motor Corp Fuel cell system, control unit and method thereof, and computer program thereof
JP2006164731A (en) * 2004-12-07 2006-06-22 Denso Corp Fuel cell system
JP2006310103A (en) * 2005-04-28 2006-11-09 Toyota Motor Corp Fuel cell system and its operation method
JP2007012556A (en) * 2005-07-04 2007-01-18 Nissan Motor Co Ltd Fuel cell system
JP2007042566A (en) * 2005-07-08 2007-02-15 Toyota Motor Corp Fuel cell system and its starting method
JP2007305390A (en) * 2006-05-10 2007-11-22 Toyota Motor Corp Fuel cell system and its circulation ratio calculating method

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004095528A (en) * 2002-07-10 2004-03-25 Denso Corp Fuel cell system
JP2006134695A (en) * 2004-11-05 2006-05-25 Toyota Motor Corp Fuel cell system, control unit and method thereof, and computer program thereof
JP2006164731A (en) * 2004-12-07 2006-06-22 Denso Corp Fuel cell system
JP2006310103A (en) * 2005-04-28 2006-11-09 Toyota Motor Corp Fuel cell system and its operation method
JP2007012556A (en) * 2005-07-04 2007-01-18 Nissan Motor Co Ltd Fuel cell system
JP2007042566A (en) * 2005-07-08 2007-02-15 Toyota Motor Corp Fuel cell system and its starting method
JP2007305390A (en) * 2006-05-10 2007-11-22 Toyota Motor Corp Fuel cell system and its circulation ratio calculating method

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2010049914A (en) * 2008-08-21 2010-03-04 Toyota Motor Corp Hydrogen circulation device of fuel cell
WO2015170416A1 (en) * 2014-05-09 2015-11-12 日産自動車株式会社 Fuel-cell system and method for controlling fuel-cell system
JPWO2015170416A1 (en) * 2014-05-09 2017-04-20 日産自動車株式会社 FUEL CELL SYSTEM AND CONTROL METHOD FOR FUEL CELL SYSTEM
WO2016080110A1 (en) * 2014-11-20 2016-05-26 日産自動車株式会社 Fuel cell anode system and fuel cell anode system control method
JPWO2016080110A1 (en) * 2014-11-20 2017-04-27 日産自動車株式会社 Fuel cell anode system and control method of fuel cell anode system
JP2019096576A (en) * 2017-11-28 2019-06-20 トヨタ自動車株式会社 Fuel cell system
CN110010937A (en) * 2017-11-28 2019-07-12 丰田自动车株式会社 Fuel cell system
US11196066B2 (en) 2017-11-28 2021-12-07 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Fuel cell system
CN109742421A (en) * 2019-02-28 2019-05-10 中山大洋电机股份有限公司 A kind of fuel cell hydrogen circulator and its fuel cell of application
CN109742421B (en) * 2019-02-28 2023-07-11 中山大洋电机股份有限公司 Fuel cell hydrogen circulation device and fuel cell using same

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4735642B2 (en) FUEL CELL SYSTEM AND CONTROL METHOD FOR FUEL CELL SYSTEM
JP6225886B2 (en) Fuel cell system and method for discharging fluid in the system
KR101798718B1 (en) Fuel cell system and operation control method of the same
US8652699B2 (en) Fuel cell system
KR101859803B1 (en) Fuel cell system and operation control method of the same
JP4993293B2 (en) Fuel cell system and moving body
JP5224082B2 (en) Fuel cell system and drainage control method thereof
JP2008108668A (en) Fuel cell system
JP6161580B2 (en) Fuel cell system and fuel cell vehicle
JP2007220538A (en) Fuel cell system
JP2009170295A (en) Fuel cell system, and fuel cell system control method
JP5024721B2 (en) Fuel cell system and circulation ratio calculation method thereof
WO2016067830A1 (en) Fuel cell system and fuel cell system control method
CN113725465B (en) Fuel cell system
JP5799766B2 (en) Fuel cell system
JP5083603B2 (en) Fuel cell system
JP2009087574A (en) Fuel cell system and control method for fuel cell system
JP5077636B2 (en) Fuel cell system
JP2016136480A (en) Fuel cell system
JP6972920B2 (en) Fuel cell system
JP5835151B2 (en) Fuel cell system
US20210351422A1 (en) Fuel cell system and method of controlling fuel cell system
JP2021180076A (en) Fuel cell system
JP5800279B2 (en) Fuel cell system and control method thereof
JP2021026848A (en) Fuel battery system

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20101222

A871 Explanation of circumstances concerning accelerated examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A871

Effective date: 20110913

A975 Report on accelerated examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971005

Effective date: 20111031

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20111108

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20120207

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20120409

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20120508