JP2009170388A - Fuel cell system - Google Patents
Fuel cell system Download PDFInfo
- Publication number
- JP2009170388A JP2009170388A JP2008010460A JP2008010460A JP2009170388A JP 2009170388 A JP2009170388 A JP 2009170388A JP 2008010460 A JP2008010460 A JP 2008010460A JP 2008010460 A JP2008010460 A JP 2008010460A JP 2009170388 A JP2009170388 A JP 2009170388A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- fuel cell
- voltage
- oxidant gas
- cell system
- hydrogen
- 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
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
Description
本発明は燃料電池システムに関し、特に燃料電池の停止中にその酸化剤ガス流路へ透過した水素を除去する機構を備えるものに関する。 The present invention relates to a fuel cell system, and more particularly, to a fuel cell system including a mechanism for removing hydrogen that has permeated into an oxidant gas flow channel during a stop of the fuel cell.
従来の燃料電池は、水素を含有する燃料ガスと、空気など酸素を含有する酸化剤ガスとを、電気化学的に反応させることで、電力と熱とを同時に発生させるものであり、使用する燃料や構成材料により、様々な種類がある。このうち、家庭用及び車載用の典型的な燃料電池として、固体高分子電解質形燃料電池が知られている。この固体高分子電解質形燃料電池は、電解質として、水素イオンを選択的に輸送する陽イオン交換樹脂からなる高分子電解質膜を備えていて、この高分子電解質膜の両面に、白金など、触媒能を有する金属を担持させたカーボン粉末を主成分とする触媒層が形成されている。この触媒層の外側には燃料ガス又は酸化剤ガスからなる反応ガスを通過させる通気性と電子伝導性とを併せ持つガス拡散層が形成されている。これら、高分子電解質膜とその両面に存在するガス拡散層および触媒層とが合体したものを、MEA(電極-解質膜接合体)と呼ぶ。 A conventional fuel cell generates electric power and heat simultaneously by electrochemically reacting a fuel gas containing hydrogen and an oxidant gas containing oxygen such as air. There are various types depending on the material used. Among these, solid polymer electrolyte fuel cells are known as typical fuel cells for home use and in-vehicle use. This solid polymer electrolyte fuel cell is provided with a polymer electrolyte membrane made of a cation exchange resin that selectively transports hydrogen ions as an electrolyte. The catalyst layer which has as a main component the carbon powder which carry | supported the metal which has is formed. A gas diffusion layer having both air permeability and electron conductivity for allowing a reaction gas made of a fuel gas or an oxidant gas to pass therethrough is formed outside the catalyst layer. A combination of the polymer electrolyte membrane and the gas diffusion layer and the catalyst layer present on both sides thereof is referred to as MEA (electrode-degradation membrane assembly).
そして、供給される燃料ガス及び酸化剤ガスが外にリークしたり、各々のガスが互いに混合したりしないように、MEAの周囲には高分子電解質膜を挟んで一対のガスシール材が配置されている。さらに、この一対のガスシール材の外面には、隣接したMEAを互いに電気的に直列に接続するための一対の導電性のセパレータが配置されている。この一対のセパレータの内面には、触媒層に燃料ガスあるいは酸化剤ガスを供給するためのガス流路が設けられている。さらに、この一対のセパレータの外面にはMEAで発電が起こる時に発生する熱を除去するための熱吸収構造が設けられている。この熱吸収構造としては、水や不凍液などの液状の冷却媒体を、セパレータ表面に設けた流路を通すことにより、熱を吸収するものが一般的であるが、冷却フィンや熱伝導管を用いた冷却構造も提案されている。 A pair of gas sealing materials are arranged around the MEA with a polymer electrolyte membrane interposed so that the supplied fuel gas and oxidant gas do not leak out or mix with each other. ing. Further, a pair of conductive separators for electrically connecting adjacent MEAs in series with each other are disposed on the outer surfaces of the pair of gas seal materials. A gas flow path for supplying fuel gas or oxidant gas to the catalyst layer is provided on the inner surfaces of the pair of separators. Further, a heat absorption structure for removing heat generated when power generation occurs in the MEA is provided on the outer surfaces of the pair of separators. This heat absorption structure generally absorbs heat by passing a liquid cooling medium such as water or antifreeze through a flow path provided on the separator surface. However, a cooling fin or heat conduction tube is used. A cooling structure has also been proposed.
そして、MEAとガスシール材とセパレータより構成される単位電池が、要求される出力に応じて2〜200段積層され、その外側に一対の集電板と一対の絶縁板とが配置され、さらにこれらが一対の端板で挟まれかつ締結ボルトで締結されてセルスタックに形成されている。このセルスタックが燃料電池の主要部を構成している。 The unit battery composed of the MEA, the gas seal material, and the separator is laminated in two to 200 stages according to the required output, and a pair of current collector plates and a pair of insulating plates are disposed outside the unit cell. These are sandwiched between a pair of end plates and fastened with fastening bolts to form a cell stack. This cell stack constitutes the main part of the fuel cell.
このような燃料電池は、発電を維持及び制御する機器で構成される燃料電池システムに組み込まれ、電気とお湯とを供給するコジェネレーションシステムの電源や、自動車やバイクなどの輸送手段の動力源や、ポータブル機器の電源などとして用いられる。 Such a fuel cell is incorporated in a fuel cell system composed of devices that maintain and control power generation. The power source of a cogeneration system that supplies electricity and hot water, the power source of transportation means such as automobiles and motorcycles, Used as a power source for portable devices.
このような用途では、燃料電池システムは、負荷の要求に応じて起動、運転、及び停止が繰り返される。また、運転時間及び停止時間は、負荷の要求に応じて大きく変化する。したがって、不定期に起動、運転、停止のサイクルが繰り返されても、数千時間から数万時間にわたり、発電性能を維持できる耐久性が燃料電池に求められる。 In such an application, the fuel cell system is repeatedly activated, operated, and stopped in response to a load request. Further, the operation time and the stop time vary greatly according to the load demand. Therefore, even if the cycle of start-up, operation, and stop is repeated irregularly, the fuel cell is required to have durability that can maintain power generation performance for thousands to tens of thousands of hours.
しかしながら、停止中に燃料電池のガス流路内に酸素が存在すると、酸化反応により、Ptなどの金属触媒やカーボンなどの構造材料が損耗し、また、高分子電解質膜を用いた燃料電池では、触媒作用により酸素から生成される酸素ラジカルにより、高分子電解質膜の分解反応(劣化反応)が起こる。これらの劣化反応は、酸素濃度の高さに比例して反応速度が増大するが、発電中は、酸素が消費されるため、劣化反応速度は小さく、停止中に最大となる。 However, if oxygen is present in the gas flow path of the fuel cell during stoppage, a metal catalyst such as Pt or a structural material such as carbon is worn out due to an oxidation reaction. In a fuel cell using a polymer electrolyte membrane, Decomposition reaction (degradation reaction) of the polymer electrolyte membrane occurs due to oxygen radicals generated from oxygen by catalytic action. In these deterioration reactions, the reaction rate increases in proportion to the height of the oxygen concentration. However, since oxygen is consumed during power generation, the deterioration reaction rate is small and is maximum during stoppage.
したがって、耐久性能を高めるためには、停止中の燃料電池の内部から酸素を除去する必要がある。 Therefore, in order to improve the durability performance, it is necessary to remove oxygen from the inside of the stopped fuel cell.
この課題を解決するために、例えば、特許文献1では、停止動作中に窒素やアルゴンや都市ガスなどの不活性ガスを酸化剤ガス流路に流し、流路中の酸化剤ガスを押し出した後、停止中は燃料電池を封止してこの不活性ガスを流路中に閉じ込めることで、燃料電池内の酸素濃度を低い状態に保つことが提案されている。
In order to solve this problem, for example, in
ところで、特許文献2には、このように停止中に酸化剤ガス流路に不活性ガスを保持しても、燃料ガス流路に水素を含む燃料ガスを保持すると、停止中に水素が電解質膜を透過して酸化剤ガス流路へ溜まり、次の起動時に酸化剤ガス流路に酸化剤ガスが供給された時、カソード触媒表面で水素と酸素との直接燃焼反応が起こり、燃焼のエネルギーにより電解質膜やカーボンなどの燃料電池構成部材の損耗や、Ptのシンターリングによる粒径増大などの劣化が起こることが課題として指摘されている。そして、特許文献2には、起動動作の直前に酸化剤ガス流路に不活性ガスを流すことで、水素と酸素とが直接接触することを防ぎ、劣化を抑制できる旨記載されている。
しかしながら、特許文献1や特許文献2に記載された従来の技術は、都市ガス配管や、ボンベ等のガス貯蔵手段などの不活性ガスを供給する設備が不可欠であり、自動車などの移動又は輸送手段の動力源や、モバイル機器用電源や、水素を主成分の一つに持つ燃料ガスが供給される定地用コジェネレーションシステムとして用いられる燃料電池システムでは、重量や設置容積の関係から実施することが困難であった。
However, in the conventional techniques described in
本発明は、このような課題を解決するためになされたものであり、不活性ガスを用いることなく、カソードの劣化を防止しかつ停止中に酸化剤ガス流路へ透過した水素を除去することが可能な燃料電池システムを提供することを目的とする。 The present invention has been made to solve such a problem, and without using an inert gas, prevents deterioration of the cathode and removes hydrogen that has permeated into the oxidant gas flow path during stoppage. An object of the present invention is to provide a fuel cell system capable of satisfying the requirements.
上記の課題を解決するために、本発明の燃料電池システムは、電解質層、前記電解質層の両主面にそれぞれ設けられたアノード電極及びカソード電極、並びに前記電解質層を挟んで配置されその一方が前記アノード電極に水素を含む燃料ガスを供給するための燃料ガス流路を有しその他方が前記カソード電極に酸化剤ガスを供給するために酸化剤ガス流路を有する導電性の一対のセパレータを備える燃料電池と、前記一対のセパレータの間に前記アノード電極に対し前記カソード電極が正となる極性の直流電圧を印加する直流電圧印加器と、制御器と備え、前記制御器は、前記酸化剤ガス流路に酸化剤ガスの供給を開始するまでに前記電圧印加器によって前記直流電圧の印加を実行する。このような構成とすると、直流電圧を印加したときに、カソード電極では水素の酸化反応によりプロトンが生成し、アノード電極ではプロトンの還元反応により水素が発生する。すなわち、酸化剤ガス流路中の水素が燃料ガス流路へと移動することになり、酸化剤ガス流路中の水素を除去することができる。その結果、酸化剤ガスの供給を開始したときのカソード電極の劣化を防止することができる。 In order to solve the above-described problems, a fuel cell system of the present invention includes an electrolyte layer, an anode electrode and a cathode electrode respectively provided on both main surfaces of the electrolyte layer, and one of which is sandwiched between the electrolyte layers. A pair of conductive separators having a fuel gas flow path for supplying a fuel gas containing hydrogen to the anode electrode and the other having an oxidant gas flow path for supplying an oxidant gas to the cathode electrode; A fuel cell, a DC voltage applicator for applying a DC voltage having a positive polarity to the cathode electrode with respect to the anode electrode, and a controller between the pair of separators, the controller including the oxidant The application of the DC voltage is executed by the voltage applicator until the supply of the oxidant gas to the gas flow path is started. With such a configuration, when a DC voltage is applied, protons are generated by the hydrogen oxidation reaction at the cathode electrode, and hydrogen is generated by the proton reduction reaction at the anode electrode. That is, hydrogen in the oxidant gas flow path moves to the fuel gas flow path, and hydrogen in the oxidant gas flow path can be removed. As a result, it is possible to prevent the cathode electrode from deteriorating when the supply of the oxidizing gas is started.
前記制御器は、前記直流電圧の印加が終了してから前記酸化剤ガスの供給を開始するまでの待機時間が、前記酸化剤ガスの供給を開始しても前記カソード電極が劣化しない時間となるように前記直流電圧の印加を実行してもよい。このような構成とすると、水素除去処理から酸化剤ガス供給までの待機時間が、当該カソード電極が劣化しない時間に制限されるので、酸化剤ガスの供給を開始したときのカソード電極の劣化を防止することができる。
前記制御器は、前記燃料電池システムの起動処理を開始してから酸化剤ガスの供給を開始する迄の間に前記直流電圧の印加を実行してもよい。このような構成とすると、直流電圧印加後、酸化剤ガス流路に透過してきて蓄積される水素ガスの量を最小限に抑制できるので、酸化剤ガスの供給を開始したときのカソード電極の劣化をより低減することができる。
The controller waits until the supply of the oxidant gas is started after the application of the DC voltage is finished, and the cathode electrode does not deteriorate even when the supply of the oxidant gas is started. Thus, the application of the DC voltage may be executed. With such a configuration, the standby time from the hydrogen removal treatment to the supply of the oxidant gas is limited to a time during which the cathode electrode does not deteriorate, so that the deterioration of the cathode electrode when the supply of the oxidant gas is started is prevented. can do.
The controller may execute the application of the DC voltage between the start of the start-up process of the fuel cell system and the start of the supply of the oxidant gas. With such a configuration, the amount of hydrogen gas that permeates and accumulates in the oxidant gas flow path after application of a DC voltage can be minimized, so that deterioration of the cathode electrode when the supply of oxidant gas is started Can be further reduced.
前記制御器は、前記燃料電池システムの停止処理が完了してから次の起動処理を開始するまでの期間に前記直流電圧の印加を実行した後、所定時間内に前記起動条件が満たされない場合、再度、前記直流電圧の印加を実行するよう構成されていてもよい。このような構成とすると、燃料電池の停止期間に水素除去処理を行うことができるので、速やかに発電を開始することができ、かつ、起動指令を待機して所定時間が経過すると水素除去処理を行うので、長時間待機しても、酸化剤ガスの供給を開始したときのカソード電極の劣化を防止することができる。
前記所定時間が、前記酸化剤ガスの供給を開始しても前記カソード電極が劣化しない上限時間であることが好ましい。
The controller, after executing the application of the DC voltage in a period from the completion of the stop process of the fuel cell system to the start of the next start process, when the start condition is not satisfied within a predetermined time, The application of the DC voltage may be executed again. With such a configuration, the hydrogen removal process can be performed during the stop period of the fuel cell, so that power generation can be started quickly, and the hydrogen removal process is performed after a predetermined time has elapsed after waiting for the activation command. Therefore, even when waiting for a long time, it is possible to prevent deterioration of the cathode electrode when the supply of the oxidant gas is started.
The predetermined time is preferably an upper limit time during which the cathode electrode does not deteriorate even when the supply of the oxidizing gas is started.
前記制御器は、前記停止処理が完了してから前記所定時間内に前記起動条件が満たされた場合には前記酸化剤ガスの供給を開始し、前記停止処理が完了してから前記所定時間内に前記起動条件が満たされない場合に、前記直流電圧の印加を実行するよう構成されていてもよい。 The controller starts supplying the oxidant gas when the start condition is satisfied within the predetermined time after the stop process is completed, and within the predetermined time after the stop process is completed. If the start condition is not satisfied, the application of the DC voltage may be executed.
前記燃料電池は、前記電解質層、前記アノード電極及びカソード電極、並びに前記一対のセパレータを有する単位電池が2以上積層されてなるセルスタックを備え、前記制御器は、1以上の前記単位電池から構成される単位電池ユニット毎に、順次、前記直流電圧の印加を実行するよう構成されていてもよい。水素欠乏によるカソード電極の劣化や、処理が不十分で、水素が酸化剤ガス流路内に残存してしまうことを防ぐことができる。 The fuel cell includes a cell stack in which two or more unit cells each having the electrolyte layer, the anode electrode and the cathode electrode, and the pair of separators are stacked, and the controller includes one or more unit cells. The DC voltage may be sequentially applied to each unit battery unit. It is possible to prevent deterioration of the cathode electrode due to hydrogen deficiency and insufficient treatment, and hydrogen remaining in the oxidant gas flow path.
前記制御器は、前記印加する直流電圧の上限値を、前記カソード電極を構成する材料の中で酸化還元電位に拡散過電圧を加えた電位が最も低い材料の酸化還元電位に拡散過電圧を加えた電位よりも小さい値となるよう制御することが好ましい。このような構成とすると、カソード電極を構成する材料の酸化還元電位以上で起こる酸化反応による材料の損耗を抑制することができる。 The controller sets the upper limit of the DC voltage to be applied to a potential obtained by adding a diffusion overvoltage to a redox potential of a material having the lowest potential obtained by adding a diffusion overvoltage to a redox potential among materials constituting the cathode electrode. It is preferable to control to be a smaller value. With such a configuration, it is possible to suppress wear of the material due to an oxidation reaction that occurs at or above the redox potential of the material constituting the cathode electrode.
前記制御器は、前記印加する直流電圧の上限値を、前記カソード電極を構成する材料の中で酸化還元電位が最も低い材料の酸化還元電位よりも小さい値となるよう制御することが好ましい。このような構成とすると、カソード電極を構成する材料の酸化還元電位以上で起こる酸化反応による材料の損耗を好適に抑制することができる。 It is preferable that the controller controls the upper limit value of the DC voltage to be applied so as to be a value smaller than the oxidation-reduction potential of the material having the lowest oxidation-reduction potential among the materials constituting the cathode electrode. With such a configuration, it is possible to suitably suppress wear of the material due to an oxidation reaction that occurs at or above the redox potential of the material constituting the cathode electrode.
本発明は以上に説明したような構成を有し、不活性ガスを用いることなく、カソードの劣化を防止しかつ停止中に酸化剤ガス流路へ透過した水素を除去することが可能な燃料電池システムを提供することができるという効果を奏する。 The present invention has a configuration as described above, and can prevent the deterioration of the cathode without using an inert gas, and can remove the hydrogen that has permeated into the oxidant gas passage during the stoppage. The system can be provided.
以下、本発明の実施の形態を、図面を参照しながら説明する。なお、以下では、全ての図を通じて同一又は相当する要素には同じ参照符号を付して、その重複する説明を省略する。
(実施の形態1)
図1は本発明の実施の形態1に係る燃料電池システムの概略の構成を示すブロック図である。
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. In the following description, the same or corresponding elements are denoted by the same reference symbols throughout all the drawings, and redundant description thereof is omitted.
(Embodiment 1)
FIG. 1 is a block diagram showing a schematic configuration of a fuel cell system according to
図1に示すように、本実施の形態の燃料電池システム101は燃料電池1を備えている。燃料電池システム101は、例えば、自動車などの移動又は輸送手段の動力源用(車載用)、モバイル機器の電源用、又は水素を主成分の一つに持つ燃料ガスが供給される定地用コジェネレーションシステム用の燃料電池システムで構成されている。燃料電池1は、例えば、固体高分子電解質形燃料電池で構成されている。
As shown in FIG. 1, the
燃料電池1は、内部燃料ガス経路17と内部酸化剤ガス経路18とを有している。内部燃料ガス経路17は、後述するように、順に接続された燃料ガス供給マニホールド、燃料ガス流路、及び燃料ガス排出マニホールドを含んでいる。内部酸化剤ガス経路18は、後述するように、順に接続された酸化剤ガス供給マニホールド、酸化剤ガス流路、及び酸化剤ガス排出マニホールドを含んでいる。内部燃料ガス経路17の入口17aには燃料ガス供給路7の下流端が接続されている。燃料ガス供給路7の上流端には燃料ガス供給器2が接続されている。燃料ガスとして、ここでは、水素含有ガス又は純水素ガスが用いられる。燃料ガス供給器2は、メタノール等のアルコール燃料の貯蔵タンク及びアルコール燃料を水素含有ガスに改質する改質器、高圧水素タンク、水素ボンベ、外部より供給される水素の流量を出力により調節する流量調節器等で構成されている。
The
内部燃料ガス経路17の出口17bには、燃料ガス排出路10の上流端が接続されている。燃料ガス排出路10には、排出された未反応の燃料ガスを燃焼させる燃焼器等(図示せず)が必要に応じて配設され、燃料ガス排出路10の下流端は大気に開放されている。
内部酸化剤ガス経路18の入口18aには酸化剤ガス供給路8の下流端が接続されている。酸化剤ガス供給路8の上流端には酸化剤ガス供給器3が接続されている。酸化剤ガスとして、ここでは空気が用いられる。酸化剤ガス供給器3は、空気(大気)を吸入及び圧縮して供給するコンプレッサ、空気(大気)を吸入及び送出するブロワ等で構成されている。酸化剤ガス供給路8には加湿器(図示せず)が必要に応じて設けられる。
The upstream end of the fuel
A downstream end of the oxidant
内部酸化剤ガス経路18の出口18bには、酸化剤ガス排出路13の上流端が接続されている。酸化剤ガス排出路18の下流端は大気に開放されている。
The upstream end of the oxidant
燃料ガス供給路7、燃料ガス排出路9、酸化剤ガス供給路11、及び酸化剤ガス排出路13には、それぞれ、第1封止弁8、第2封止弁10、第3封止弁12、及び第4封止弁14が配設されている。第1乃至第4封止弁8,10,12,14はいずれも開閉弁で構成されている。第1封止弁8及び第2封止弁10を閉止することにより、内部燃料ガス経路17(正確には、燃料ガス供給路7の第1封止弁8より下流側の部分、内部燃料ガス経路17、及び燃料ガス排出流路9の第2封止弁10より上流側の部分)に燃料ガスを封止することができる。また、第3封止弁12及び第4封止弁13を閉止することにより、酸化剤ガス供給路11の第3封止弁12より下流側の部分、内部酸化剤ガス経路18、及び酸化剤ガス排出流路13の第4封止弁14より上流側の部分(以下、酸化剤ガス封止空間19という)に酸化剤ガスを封止することができる。つまり、内部酸化剤ガス経路18に酸化剤ガスを封止することができる。
A fuel
また、燃料電池システム101は、燃料電池1を通るように形成された冷却水循環経路と、この冷却水循環経路に配設された冷却水循環ポンプ及び放熱器とを有する冷却システムを備えている。この冷却システムでは、発電時には、冷却水循環ポンプにより冷却水循環経路を循環される冷却水が燃料電池1と熱交換し、その熱交換で得た熱を放熱器で放出する。それにより、燃料電池1が所定の温度に維持される。しかし、この冷却システムは本発明には直接関係しないため、これ以上の説明とその図示を省略する。
Further, the
燃料電池1の一対の電気出力端子16A,16Bには出力制御器4の入力端子(図示せず)が接続されている。出力制御器4は、例えば、DC−DCコンバータ(図示せず)とインバータ(図示せず)とで構成されている。なお、車載用の燃料電池システムのように、負荷21が直流負荷である場合には、インバータが省略される。
An input terminal (not shown) of the
出力制御器4の出力端子(図示せず)には負荷21が接続される。出力制御器4の出力端子と負荷21とを接続する電気配線には、負荷21で消費される電力(負荷電力)を検出する負荷検出器15が配設されている。負荷検出器15は、例えば、電力計で構成されている。負荷検出器15で検出された負荷電力は後述する制御器6に入力される。
A
燃料電池システム101は、さらに、電圧印加器5と制御器6とを備えている。電圧印加器5は、燃料電池1に電圧を印加するためのもので、後で詳しく説明する。
The
制御器6は、演算部(図示せず)と記憶部(図示せず)とを備えている。制御器6は、マイクロコンピュータ等の演算器で構成され、演算部がそのCPU等のプロセッサで構成され、記憶部がその内部メモリで構成されている。本発明において、制御器とは単独の制御器のみならず、制御器群をも意味する。従って、制御器6は、必ずしも単独の制御器で構成される必要はなく、複数の制御器が分散して配置され、それらが協働して所定の制御を行うよう構成されていてもよい。
The
制御器6の演算部(以下、単に演算部という場合がある)には、負荷検出器15で検出された負荷電力と電圧印加器5で検出された電流(後述する)と印加電圧とが入力される他、燃料電池システム101の所要の構成要素から所要の情報が入力される。一方、制御器6の記憶部(以下、単に記憶部という場合がある)には所定の制御プログラムが格納されている。演算部は、これらの制御プログラムを記憶部から読み出して実行し、上述の入力に基づいて所要の処理を行い、燃料電池システム101の被制御要素に制御信号を出力して燃料電池システム101の全体の動作を制御する。
A load power detected by the load detector 15, a current (described later) detected by the
次に、燃料電池1の構成を詳しく説明する。図2は図1の燃料電池1の構成を示す部分分解図である。
Next, the configuration of the
図2に示すように、燃料電池1は、MEA34を備えている。MEA34は、高分子電解質膜31と、高分子電解質膜31の一方の主面の周縁部を除く部分(中央部)に形成されたアノード触媒層32Aと、アノード触媒層32Aの上に形成されたガス拡散層33と、高分子電解質膜31の他方の主面の周縁部を除く部分(中央部)に形成されたカソード触媒層32Bと、カソード触媒層32Bの上に形成されたガス拡散層33と、を備えている。アノード触媒層32Aとガス拡散層33とがアノード電極71を構成し、カソード触媒層32Bとガス拡散層33とがカソード電極72を構成している。
As shown in FIG. 2, the
高分子電解質膜3は、水素イオンを選択的に輸送する陽イオン交換樹脂で構成されており、具体的には、例えば、パーフルオロスルホン酸系の材料で構成されている。アノード触媒層32A及びカソード触媒層32Bは、例えば、白金系の触媒とこの触媒を担持するカーボン粉末からなる担体とで構成されている。ガス拡散層33は、通気性と導電性とを有する材料で構成されており、具体的には、例えば、カーボンからなる不織布、紙などで構成されている。
The
MEA34の両主面の周縁部には、それぞれアノード電極71及びカソード電極72を囲むように一対のガスケット35が配設されている。ガスケット35は、図2に示すように、燃料ガスの流路と酸化剤ガスの流路とを互いにかつ外部に対しシールするような形状に形成されている。そして、この一対のガスケット35とMEA34とを挟むようにアノードセパレータ36A及びカソードセパレータ36Bが配設されている。アノードセパレータ36Aはその一方の主面(以下、内面という)がMEA34のアノード電極71に当接するように配設され、カソードセパレータ36Bはその一方の主面(以下、内面という)がMEA34のカソード電極72に当接するように配設されている。アノードセパレータ36A及びカソードセパレータ36Bは、金属、カーボン等の導電性材料で構成され、板状に形成されている。アノードセパレータ36Aの周縁部には、燃料ガス供給マニホールド孔21A、燃料ガス排出マニホールド孔22A、酸化剤ガス供給マニホールド孔23A、酸化剤ガス排出マニホールド孔24A、冷却水供給マニホールド孔25A、及び冷却水排出マニホールド孔26Aが形成されている。カソードセパレータ36Bの周縁部のアノードセパレータ36Aのマニホールド孔21A〜26Aに対応する位置には、それぞれ、燃料ガス供給マニホールド孔21B、燃料ガス排出マニホールド孔22B、酸化剤ガス供給マニホールド孔23B、酸化剤ガス排出マニホールド孔24B、冷却水供給マニホールド孔25B、及び冷却水排出マニホールド孔26Bが形成されている。
A pair of
アノードセパレータ36Aの内面には、燃料ガス供給マニホールド孔21Aと燃料ガス排出マニホールド孔22Aとを接続するように溝状の燃料ガス流路37Aが形成されている。アノードセパレータ36Aの他方の主面(以下、外面という)には、冷却水供給マニホールド孔25Aと冷却水排出マニホールド孔26Aとを接続するように溝状の冷却水流路38Aが形成されている。カソードセパレータ36Bの内面には、酸化剤ガス供給マニホールド孔21Bと酸化剤ガス排出マニホールド孔22Bとを接続するように溝状の酸化剤ガス流路37Bが形成されている。カソードセパレータ36Bの他方の主面(以下、外面という)には、冷却水供給マニホールド孔25Bと冷却水排出マニホールド孔26Bとを接続するように溝状の冷却水流路38Bが形成されている。
A groove-like fuel
これらのMEA34と、一対のガスケット35と、アノードセパレータ36Aと、カソードセパレータ36Bとで単位電池39が構成されている。そして、この単位電池39が所定数積層されてセル積層体が構成されている。このセル積層体の両側に一対の集電板40A,40B、一対の絶縁板41,41、及び一対の端板42,42が順に配設されている。一対の端板42の4隅には貫通孔43がそれぞれ設けられていて、この貫通孔43に締結ボルト(図示せず)が挿通されてナット(図示せず)とこの締結ボルトとにより一対の端板42,42を締め付けることにより、燃料電池(セルスタック)1が形成されている。集電板40A,40Bは金属材料で構成され、絶縁板41及び端板42は樹脂材料で構成されている。
These MEAs 34, a pair of
この燃料電池1においては、アノードパレータ36A及びカソードセパレータ36Bの燃料ガス供給マニホールド孔21A,21B、燃料ガス排出マニホールド孔22A,22B、酸化剤ガス供給マニホールド孔23A,23B、酸化剤ガス排出マニホールド孔24A,24B、冷却水供給マニホールド孔25A,25B、及び冷却水排出マニホールド孔26A,26Bが繋がって、それぞれ、燃料ガス供給マニホールド、燃料ガス排出マニホールド、酸化剤ガス供給マニホールド、酸化剤ガス排出マニホールド、冷却水供給マニホールド、及び冷却水排出マニホールドが形成されている。また、隣接する単位電池同士の境界において、冷却水流路38Aと冷却水流路38Bとが接合して1つの冷却水流路が形成されている。さらに、燃料電池1の一端に内部燃料ガス経路17の入口17a(図1参照、図2には示さず)、内部酸化剤ガス経路18の入口18a(図1参照、図2には示さず)、及び冷却水の入口(図示せず)が形成され、燃料電池1の他端に燃料ガスの出口17b(図1参照、図2には示さず)、酸化剤ガスの出口18b(図1参照、図2には示さず)、及び冷却水の出口(図示せず)が形成されている。そして、燃料電池1の一端側に配置された集電板40A、絶縁板41、及び端板42を貫通するように、内部燃料ガス経路17の入口17a、内部酸化剤ガス経路18の入口18a、及び冷却水の入口と、燃料ガス供給マニホールド、酸化剤ガス供給マニホールド、及び冷却水供給マニホールドの燃料電池1の一端側の端と、をそれぞれ連通する連通孔(図示せず)が形成されている。また、燃料電池1の他端側に配置された集電板40B、絶縁板41、及び端板42を貫通するように、内部燃料ガス経路17の出口17b、内部酸化剤ガス経路18の出口18b、及び冷却水の出口と、燃料ガス供給マニホールド、酸化剤ガス供給マニホールド、及び冷却水供給マニホールドの燃料電池1の他端側の端と、をそれぞれ連通する連通孔(図示せず)が形成されている。そして、燃料電池1の両端部に形成された上述の連通孔と、燃料ガス供給マニホールドと、各単位電池の燃料ガス流路37Aと、燃料ガス排出マニホールドとで内部燃料ガス経路17が構成されている。また、燃料電池1の両端部に形成された上述の連通孔と、酸化剤ガス供給マニホールドと、各単位電池の酸化剤ガス流路37Bと、燃料ガス排出マニホールドとで内部酸化剤ガス経路18が構成されている。なお、燃料電池1の両端部に形成された上述の連通孔と、冷却水供給マニホールドと、各単位電池間の冷却水流路38A,38Bと、冷却水排出マニホールドとで冷却水循環経路の燃料電池通過部分が構成されている。
In this
次に、本発明を特徴付ける電圧印加器5の構成を詳しく説明する。図3は図1の電圧印加器5の構成を示す模式図である。
Next, the configuration of the
図3において、燃料電池1はn個の単位電池39を備えている。すなわち、燃料電池1は、第1単位電池39−1乃至第n単位電池39−nを備えている。なお、図3において、単位電池39−1〜39−nの構成は模式的に簡略化されて描かれている。例えば、MEA34がセパレータ36A,37Bと同じ大きさに描かれ、ガスケットが省略されている。
In FIG. 3, the
そして、電圧印加器5は、直流電源51と、接続切替器52と、電流検出器61と、電圧検出器62と、を備えている。直流電源51は、本実施の形態では直流電圧を変化させて出力することが可能な電圧源で構成されている。ここでは、直流電源51は例えばスイッチング電源で構成されている。直流電源51のON及びOFF並びに出力電圧は、制御器6によって制御される。直流電源51の出力端子間には、直流電源51により印加される電圧(以下、印加電圧又は出力電圧という場合がある)を検出する電圧検出器62が配設されている。電圧検出器50は、例えば、電圧計で構成されている。電圧検出器50で検出される印加電圧は制御器6の演算部に入力される。接続切替器52は燃料電池1の単位電池39の数と同じ数の切替ユニット57を備えている。切替ユニット57は、第1端子53と、この第1端子53に対向しかつ互いに並ぶように配設された第2端子54及び第3端子55と、接触子55とを備えている。接触子55は、第1端子53を第2端子54に接続する第1接続状態、第1端子53を第3端子55に接続する第2接続状態、及び第1端子53を第2端子54及び第3端子55のいずれにも接続しない第3接続状態、のいずれかとなるように位置する。なお、ここでは、理解を容易にするために、機械的に接続を切り替えるよう構成された接続切替器52を用いたが、これと同じ接続切替機能を半導体デバイスを用いて電気的かつ非接触的に実現した接続切替器52を用いてもよいことは言うまでもない。また、ロータリスイッチ、デマルチプレクサ等の1入力多出力のスイッチングデバイスを用いてもよい。
The
第1端子53は、当該第1端子53が属する切替ユニット57に対応する単位電池39−1〜39−nのセパレータに接続されている。第1端子53が接続されるセパレータはアノードセパレータ36A及びカソードセパレータ36Bのいずれでも構わないが、全ての単位電池39−1〜39−nを通じて、アノードセパレータ36A及びカソードセパレータ36Bのいずれかに統一されていなければならない。本実施の形態では、第1端子53は、カソードセパレータ36Bに接続されている。
The
第2端子54及び第3端子55は、それぞれ、直流電源51のマイナス(−)端子及びプラス(+)端子に接続されている。また、本実施の形態では、燃料電池1の第1単位電池39−1のアノードセパレータに当接する集電板40Aが直流電源51のマイナス端子に接続されている。そして、接触子55の接続切替動作が制御器6によって制御される。接続切替器52と直流電源51の出力端子との間の配線には電流検出器61が配設されている。電流検出器61は、例えば、電流計で構成されている。電流検出器61で検出される電流は制御器6の演算部に入力される。これにより、直流電源51の出力電圧を燃料電池1の任意の単位電池39−1〜39−nに印加することができる。
The
次に、以上のように構成された燃料電池システム101の動作を一般的動作と特徴的動作とに分けて説明する。これらの動作は制御器6の制御により遂行される。
Next, the operation of the
まず、一般的動作を簡単に説明する。図1及び図2において、燃料電池システム101は制御器6に制御されて動作し、その動作として、待機動作と、起動処理と、発電運転と、停止処理とを有している。待機動作とは、いわゆる「停止状態」を意味しており、制御器6が動作していて(活性化されていて)、燃料電池システム101の主要部(直接発電に関わる部分)が停止している状態をいう。起動処理とは、燃料電池システムを待機動作からスムーズに立ち上げて発電運転に移行させる動作をいう。発電運転とは、発電を行う動作をいう。停止処理とは、燃料電池システムを発電運転からスムーズに立ち下げて待機動作に移行させる動作をいう。
First, a general operation will be briefly described. 1 and 2, the
起動処理において、燃料電池システム101では、第1乃至第4封止弁8,10,12,14が開放される。そして、燃料ガス供給器2による燃料ガスの供給と酸化剤ガス供給器3による酸化剤ガスの供給とが開始される。燃料電池システム101の起動の際には、所定の起動条件が満たされたと制御器6が判定すると、制御器6は起動信号を燃料電池システム101の所要の構成要素に出力する。上記起動条件が満たされる場合としては、より具体的には、負荷電力が所定の閾値以上になった場合、ユーザによる所定の入力装置(図示せず)を通じた起動要求の入力がされた場合、ユーザーの入力装置を通じた入力により設定された起動時刻になった場合、又は学習運転制御により予め設定された起動時刻になった場合等が挙げられる。そして、本発明において、起動処理を開始するとは、所定の起動条件が満たされ、制御器6が上記起動信号を出力したことをいう(指す)。
In the startup process, in the
発電運転において、燃料電池システム101では、燃料ガス供給器2から燃料ガスが燃料電池1の内部燃料ガス経路17に供給され、酸化剤ガス供給器3から酸化剤ガスが燃料電池1の内部酸化剤ガス経路18に供給される。内部燃料ガス経路17に供給された燃料ガスはアノード電極71に到達し、アノード電極71において、燃料ガス中の水素の酸化反応により電子とプロトンとが生成する。電子は負荷21を含む電気回路を通じてカソード電極72に移動し、プロトンは高分子電解質膜31により輸送されてカソード電極72に移動する。そして、カソード電極72でプロトンの還元反応により水素が発生する。一方、内部酸化剤ガス経路18に供給された酸化剤ガスはカソード電極72に到達し、カソード電極72において、酸化剤ガス中の酸素が前述の水素と反応して水が生成する。そして、この一連の反応において電気と熱が発生する。発生した電気は出力制御装置4を通じて負荷21に供給されそこで消費される。発生した熱は冷却水により運ばれて放熱器から放出される。発電運転において、制御器6は、負荷検出器15で検知される負荷電力に基づいて発電目標を設定し、その発電目標に基づいて燃料電池システム101を適宜制御しながら発電を行う。その際、制御器6は、負荷電力に応じて燃料電池システム101を適宜停止及び起動する。
In the power generation operation, in the
アノード電極71で消費されなかった未反応の燃料ガスは燃料ガス排出路9に排出され、そこで燃焼等されて最終的に大気中に放出される。カソード電極72で消費されなかった未反応の酸化剤ガスは酸化剤ガス排出路13を通じて大気中に放出される。
The unreacted fuel gas that has not been consumed by the
停止処理において、燃料電池システム101では、燃料ガス供給器2による燃料ガスの供給と酸化剤ガス供給器3による酸化剤ガスの供給とが停止される。そして、第1乃至第4封止弁8,10,12,14が閉止される。これにより、燃料電池1の内部燃料ガス経路17に燃料ガスが封止され、燃料電池1の内部酸化剤ガス経路18に酸化剤ガスが封止される。そして、待機動作に移行する。
In the stop process, in the
待機動作においては、時間の経過とともに、内部燃料ガス経路17に封止された燃料ガス中の水素が高分子電解質膜31を透過して内部酸化剤ガス経路18に移動する。この移動した水素は酸化剤ガス中の酸素と反応して消費される。やがて、内部酸化剤ガス経路18中(正確には酸化剤ガス封止空間19中)の酸素が消費され尽くす。これにより、カソード電極72の酸化による劣化が防止される。そして、酸素が消費され尽くした後は、内部酸化剤ガス経路18にアノード電極71側から移動してくる水素が溜まる。
In the standby operation, as time passes, hydrogen in the fuel gas sealed in the internal
次に、本発明の特徴的動作を説明する。 Next, the characteristic operation of the present invention will be described.
図4は燃料電池システム101の水素除去工程の前後に渡る制御動作を示すフローチャートである。図5及び図6は電圧印加器の動作を示す模式図である。
FIG. 4 is a flowchart showing the control operation before and after the hydrogen removal step of the
図4に示すように、燃料電池システム101が、その停止処理が完了して待機動作に移行すると(ステップS1)、制御器6(正確にはその演算部)は、所定の起動条件が満たされることを待機する(ステップS2)。
As shown in FIG. 4, when the
起動条件が満たされると、制御器6は起動信号を出力し(ステップS3)、水素除去工程S100を遂行する。
When the activation condition is satisfied, the
この水素除去工程S100においては、まず、制御器6は、第1単位電池39−1を直流電源51に接続する(ステップS4)。具体的には、図5に示すように、制御器6は接続切替器52を制御して、第1単位電池39−1に対応する接続切替ユニット57において、接触子56により第1端子53を第3端子55に接続する。そして、第1単位電池39−1以外の単位電池39−2〜39−nに対応する接続切替ユニット57において、接触子56を、第1端子53を第2端子54及び第3端子55のいずれにも接続しない中立位置に位置させる。
In this hydrogen removal step S100, first, the
次に、制御器6は、直流電源51をONする(ステップS5)。これにより、直流電源51によって第1単位電池39−1に直流電圧が印加される。ここで、本実施の形態では、制御器6の記憶部に、印加電圧の上限値(以下、上限電圧という)が記憶されている(設定されている)。この上限電圧は、カソード電極72を構成する材料の中で最も酸化還元電位が低い材料の酸化還元電位の90%の値に決定される。最も酸化還元電位が低い材料を基準に上限電圧を決定する理由は、カソード電極72を構成する材料の酸化による劣化(腐食)を防止するためである。90%という数値は、直流電源51による電圧印加の制御の遅れを考慮したものである。従って、この90%という数値は電圧印加器5の応答速度に応じて変更する必要がある。本実施の形態では、上述のように、カソード電極72は、白金系の触媒とカーボン粉末からなる触媒担体とで構成されたカソード触媒層32Bと、カーボンからなる不織布、紙などで構成されたガス拡散層33とで構成されているので、これらの中で最も酸化還元電位が低い材料はカーボンである。カーボンの酸化還元電位は0.23Vである。従って、本実施の形態では、0.23Vの90%である0.21Vが上限電圧と定められている。なお、ここでは、理想的な上限電圧を定めるべく、カソード電極72を構成する材料の中で最も酸化還元電位が低い材料の酸化還元電位を基準に上限電圧を定めたが、カソード電極72を構成する材料の中で酸化還元電位に過電圧を加えた電圧(以下、便宜的に実質酸化電位と呼ぶ)が最も低い材料の実質酸化電位を基準に上限電圧を定めてもよい。カソード電極72を構成する材料は、実際には実質酸化電位を超える電圧が印加されないと酸化されないからである。このように、実質酸化電位を基準に上限電圧を定める場合には、カーボンの実質酸化電位を基準に定めることになる。例えば、単位電池のカソード電極72に窒素ガスを、アノード電極71に水素ガスを供給した状態で、外部直流電源の正極とカソード電極72とを、外部電源の負極とアノード電極71とをそれぞれ接続した試験において、外部電源の電圧を増大させた時、0.3V〜0.5Vの電流値が、低い値で安定する。このことから、この電圧範囲ではカーボンの腐食による電流が過電圧により流れていないとすると考えることができる。そこでこの場合、上限電圧は、0.4Vに定められる。この値は、材料や構造により変化するため、同様の試験により値を決定する必要がある。また、実質酸化電位の測定方法はこれには限定されず、他の測定方法でもよい。
Next, the
この上限電圧の下で、制御器6は、電流(以下、水素除去電流という)の値が所定の一定値(以下、所定電流値という)となるように直流電源51の出力電圧(印加電圧)を制御する。この所定電流値は、直流電源51による印加電圧が上限電圧を超えないことという条件以外に制約は無い。この所定電流値は、実験、計算等により予め決定されて、制御器6の記憶部に記憶される。制御器6は、電流検出器61で検出される電流がこの記憶された所定電流値になるよう直流電源51の出力電圧を制御する。これにより、内部酸化剤ガス経路18内(正確には酸化剤ガス封止空間19内)に存在する水素の酸化反応が開始される。そして、時間が経過するに連れて酸化剤ガス経路18路内の水素濃度が薄く(低く)なり、それに連れて拡散過電圧が上昇する。一方、制御器6は、水素除去電流を所定電流値に維持するよう直流電源51の印加電圧(出力電圧)を制御するので、印加電圧が上昇していく。制御器6は、この印加電圧が上限電圧を超えたか否かを電圧検出器62によって監視する(ステップS6)。やがて、印加電圧が上限電圧を超えると、制御器6は直流電源51をOFFする。これにより、直流電圧の印加が終了する(ステップS7)。その結果、第1単位電池39−1の内部酸化剤ガス経路18(正確には、酸化剤ガス封止空間19)内に溜まった水素が除去される。この水素除去処理(ステップS5〜S7)は、通常、数秒で終了する。
Under this upper limit voltage, the
次いで、制御器6は、水素除去処理した単位電池が最後の単位電池か否か判定する(ステップS8)。ここでは、最後の単位電池ではないので、ステップS12に進む。
Next, the
ステップS12において、制御器6は、次の単位電池、すなわち第2単位電池39−2を直流電源51に接続する。具体的には、図6に示すように、制御器6は接続切替器52を制御して、第1単位電池39−1に対応する接続切替ユニット57において、接触子56により第1端子53を第2端子54に接続する。また、第2単位電池39−2に対応する接続切替ユニット57において、接触子56により第1端子53を第3端子55に接続する。そして、第1単位電池39−1及び第2単位電池39−2以外の単位電池39−3〜39−nに対応する接続切替ユニット57において、接触子56を、第1端子53を第2端子54及び第3端子55のいずれにも接続しない中立位置に位置させる。
In step S <b> 12, the
次いで、制御器6は、上記と同様に第2単位電池39−2に直流電圧を印加して水素除去処理を行う(ステップS5〜S7)。
Next, the
そして、制御器6は、残りの単位電池に対して、ステップS12,S5〜S8繰り返して遂行し、最後の単位電池、すなわち、第n単位電池39−nに対して水素除去処理(ステップS5〜S7)を遂行すると、ステップS9に進む(ステップS8においてYES)。これにより、水素除去工程S100が完了する。
Then, the
ステップS8において、制御器6は、封止弁8,10,12,14を開放する。これにより、燃料ガス供給路7、燃料ガス排出路9、酸化剤ガス供給路11、酸化剤ガス排出路13が開放される。
In step S8, the
次いで、制御器6は、燃料ガス供給器2及び酸化剤ガス供給器3を制御して、燃料ガス及び酸化剤ガスの供給を開始する(ステップS11)。このとき、内部酸化剤ガス経路18(正確には酸化剤ガス封止空間19)内の水素が除去されているので、供給される酸化剤ガス中の酸素と水素との直接燃焼反応による燃料電池構成部材の損耗を防止することができる。
Next, the
次いで、制御器6は、燃料電池システム101全体を制御して、発電を開始する(ステップS11)。
Next, the
以上に説明したように、本実施の形態においては、燃料電池システム101は、停止処理時に、封止弁8,10,12,14により、燃料電池1の内部燃料ガス経路17及び内部酸化剤ガス経路18内に、それぞれ、燃料ガス及び酸化剤ガスを封止する。これにより、内部酸化剤ガス経路18内の酸化剤ガス中の酸素が高分子電解質膜31を透過する水素によって消費されるので、カソード電極72の酸化による劣化を、不活性ガスを用いることなく防止することができる。さらに、酸素が消費尽くされた後において、内部酸化剤ガス経路18に溜まる水素が電圧印加器5によって各単位電池に電圧を印加することにより除去されるので、発電開始時における酸素と水素との直接燃焼反応による燃料電池構成部材の損耗を防止することができる。
As described above, in the present embodiment, the
また、本実施の形態においては、全ての単位電池39−1〜39−nを、1つずつ、順次直流電圧を印加して水素除去処理を行うので、一部の単位電池の転極による劣化や、一部の単位電池に除去されない水素が残存することを防止することができる。
すなわち、燃料電池1を構成する単位電池の数が多い場合、燃料電池1全体に印加する直流電圧は、(1つの単位電池に必要な直流電圧)×(積層される単位電池の数)となる。しかし、すべての単位電池が均一な状態であればよいが、各単位電池が内包する(その内部酸化剤ガス流路18に存在する)水素量や各単位電池の部品抵抗などの物性値ばらつきなどにより、水素除去処理に必要な直流電圧にばらつきが生じる。このような状態で、多くの単位電池に一括して電流を流すと、内包する水素の少ない単位電池が先に水素除去処理が終わってしまい、この時点で水素除去工程を終了すると、他の単位電池では、処理されない水素が残存してしまう。一方、内包する水素量が最も多い単位電池の水素除去処理が終了する時点で水素除去工程を終了すると、先に水素が無くなってしまった単位電池では、水素の酸化以外の反応により電流を流す必要があるため、カソード電極を構成する材料の劣化反応が引き起こされる。そこで、本実施形態のように、全ての単位電池39−1〜39−nを、1つずつ、順次直流電圧を印加して水素除去処理を行うことにより、そのような不具合を防止することができる。
In the present embodiment, all unit batteries 39-1 to 39-n are subjected to hydrogen removal treatment by sequentially applying a DC voltage one by one. In addition, it is possible to prevent hydrogen that is not removed from some unit cells from remaining.
That is, when the number of unit cells constituting the
(実施の形態2)
図7は本発明の実施の形態2に係る燃料電池システムの電圧印加器の構成を示す模式図である。図8は本実施の形態の燃料電池システム101の水素除去工程の前後に渡る制御動作を示すフローチャートである。
(Embodiment 2)
FIG. 7 is a schematic diagram showing the configuration of the voltage applicator of the fuel cell system according to
本実施の形態は、水素除去工程が実施の形態1と相違し、その他は実施の形態1と同じである。以下、この相違点を説明する。 In the present embodiment, the hydrogen removal step is different from that in the first embodiment, and the other steps are the same as those in the first embodiment. Hereinafter, this difference will be described.
図7に示すように、本実施の形態では、第1に、電圧印加器5において、実施の形態1の電圧検出器62(図3)が省略されている。本実施の形態では、印加電圧を必ずしも変化させる必要はないので、直流電源51として、スイッチング電源の他、一次電池、二次電池、燃料電池などの化学電池、太陽電池や温度差電池などの物理電池、あるいはキャパシタなどを用いることができる。第2に、図8に示すように、水素除去工程S101において、実施の形態1の印加電圧を監視するステップS6(図4)に代えて、水素除去電流を監視するステップS13が遂行される。
As shown in FIG. 7, in the present embodiment, first, the voltage detector 62 (FIG. 3) of the first embodiment is omitted from the
具体的には、ステップS5において、制御器6は直流電源51が上限電圧より低い所定の一定電圧を出力するよう制御する。一方、時間の経過に伴って酸化剤ガス経路18路内の水素濃度が薄くなると、それに連れて水素除去電流が減少する。そして、やがて水素除去電流はある一定値(以下に説明する電流I)に収束する。
Specifically, in step S5, the
この水素除去電流の変化の過程を詳しく説明する。内部酸化剤ガス経路18中の酸素が消費され尽くした後の直流電流(水素除去電流)は、水素除去処理中に内部燃料ガス経路17から高分子電解質膜31を透過してくる水素が酸化されることで賄われることになる。すなわち、内部燃料ガス経路17における水素の分圧と電解質(高分子電解質膜31)中の水素ガス透過係数により内部酸化剤ガス経路17(正確には酸化剤ガス封止空間19)中の水素が除去された後の電極面積あたりの直流電流値Iは、(1)式より求められる。
The process of changing the hydrogen removal current will be described in detail. The direct current (hydrogen removal current) after the oxygen in the internal
I=2DFAΔP/δRT・・・(1)
(1)式において、Iは内部燃料ガス経路17より透過してくる水素を酸化するために必要な透過水素酸化電流(直流電流)(A)、Dは電解質の水素拡散係数(cm2/sec)、Fはファラデー定数(C/mol)、Aは水素を透過する電解質の面積(cm2)、ΔPは内部燃料ガス経路17における水素分圧と内部酸化剤ガス経路18における水素分圧との差圧(Pa)、δは電解質(高分子電解質膜31)の厚み(cm)、Rは気体定数(mol・K/Pa/cm3)、Tは水素除去工程を遂行しているときの温度(K)である。
I = 2DFAΔP / δRT (1)
In the equation (1), I is a permeated hydrogen oxidation current (DC current) (A) necessary to oxidize hydrogen permeated from the internal
従って、印加電圧を一定となるように制御した場合、単位電池を流れる直流電流(水素除去電流)の値は、内部酸化剤ガス経路18内の水素濃度の低下に比例して減少し、(1)式で求められる直流電流Iで一定となる。それ故、単位電池を流れる電流値がIに達した(減少した)時点が、水素除去処理を終了する時点となる。 Therefore, when the applied voltage is controlled to be constant, the value of the direct current (hydrogen removal current) flowing through the unit cell decreases in proportion to the decrease in the hydrogen concentration in the internal oxidant gas path 18 (1 It becomes constant at the direct current I obtained by the equation (1). Therefore, the time point at which the value of the current flowing through the unit battery reaches I (decreases) is the time point at which the hydrogen removal process ends.
本実施の形態では、この直流電流値Iを、予め、燃料ガスの流路7,17,9に水素を流し、酸化剤ガスの流路11,18,13に窒素を流した状態で、各単位電池39−1〜39−n毎に測定し、この測定した直流電流値Iに所定の許容差(誤差)δIを見込んだ電流範囲((I−δI)〜(I+δI))を水素除去電流の許容範囲として、各単位電池39−1〜39−n毎に制御器6の記憶部に記憶している。そして、制御器6は、電流検出器61で検出される電流が、該当する単位電池の水素除去電流の許容範囲内にあるか否か監視する(ステップS13)。そして、電流検出器61で検出される電流がこの水素除去電流の許容範囲内に入ると(ステップS13でYES)、直流電源51をOFFして直流電圧の印加を停止する(ステップS7)。これ以外のステップは実施の形態1と同様である。
In the present embodiment, the direct current value I is set in advance in a state where hydrogen is passed through the
このような実施の形態2によっても実施の形態1と同様の効果が得られる。 According to the second embodiment, the same effect as that of the first embodiment can be obtained.
なお、記憶部に記憶する電流許容範囲の基礎となる直流電流値Iは、予め測定した電解質(ここでは高分子電解質膜31)の物性、燃料電池1の構造、及び燃料電池システム101の停止時の状態から計算によって求めてもよい。
Note that the direct current value I, which is the basis of the allowable current range stored in the storage unit, is the previously measured physical properties of the electrolyte (here, the polymer electrolyte membrane 31), the structure of the
また、記憶部に電流許容範囲を記憶するのではなく、水素除去電流を所定のサンプリング間隔で取得して、その変化率を算出し、この算出した変化率がほぼゼロとなるか否かによって、電圧の印加を終了するか否か判定するようにしてもよい。このようにすると、電解質の物性値は、燃料電池1の運転による劣化や、電解質の含水率や、外気温や、外気圧などの外乱により変化するので、その変化による誤判定を防止することができる。
Further, instead of storing the current allowable range in the storage unit, the hydrogen removal current is acquired at a predetermined sampling interval, the change rate thereof is calculated, and whether or not the calculated change rate becomes substantially zero, You may make it determine whether the application of a voltage is complete | finished. In this case, the physical property value of the electrolyte changes due to deterioration due to the operation of the
(実施の形態3)
図9は本発明の実施の形態3に係る燃料電池システムの電圧印加器の構成を示す模式図である。図10は本実施の形態の燃料電池システム101の水素除去工程の前後に渡る制御動作を示すフローチャートである。
(Embodiment 3)
FIG. 9 is a schematic diagram showing the configuration of the voltage applicator of the fuel cell system according to
本実施の形態は、水素除去工程が実施の形態1と相違し、その他は実施の形態1と同じである。以下、この相違点を説明する。 In the present embodiment, the hydrogen removal step is different from that in the first embodiment, and the other steps are the same as those in the first embodiment. Hereinafter, this difference will be described.
本実施の形態では、第1に、図9に示すように、電圧印加器5において、実施の形態1の電流検出器16及び電圧検出器62(図3)に代えて積算電荷量測定器64が配設されている。本実施の形態では、印加電圧を必ずしも変化させる必要はないので、直流電源51として、スイッチング電源の他、一次電池、二次電池、燃料電池などの化学電池、太陽電池や温度差電池などの物理電池、あるいはキャパシタなどを用いることができる。
In the present embodiment, first, as shown in FIG. 9, in the
積算電荷量測定器64は、直流電源51から単位電池39−1〜39−nに移動する電荷量の積算値を測定する。積算電荷量測定器64は、例えば、電流計とマイクロコンピュータとを備え、電流計によって所定のサンプリング間隔で水素除去電流を測定し、マイクロコンピュータによってこの測定した水素除去電流をサンプリング期間毎に積分し、この積分値を順次積算することによって積算電荷量を測定するよう構成されている。
The integrated charge amount measuring device 64 measures the integrated value of the amount of charge moving from the
積算電荷量測定器64で測定された積算電荷量は、制御器6の演算部に入力される。
The accumulated charge amount measured by the accumulated charge amount measuring device 64 is input to the calculation unit of the
第2に、図10に示すように、水素除去工程S102において、実施の形態1の印加電圧を監視するステップS6(図4)に代えて、積算電荷量を監視するステップS14が遂行される。 Second, as shown in FIG. 10, in the hydrogen removal step S102, instead of step S6 (FIG. 4) for monitoring the applied voltage in the first embodiment, step S14 for monitoring the accumulated charge amount is performed.
具体的には、ステップS4において、制御器6は直流電源51が上限電圧より低い所定の一定電圧を出力するよう制御する。一方、既述のように、時間の経過に伴って酸化剤ガス経路18路内の水素濃度が薄くなると、それに連れて水素除去電流が減少する。そして、やがて水素除去電流は、既述のように、電流Iに収束する。この電流Iは、初期の水素除去電流に比べて微小な電流である。従って、積算電荷量も水素除去電流の電流Iへの収束に伴ってある値(以下、収束積算電荷量Qという)実質的に収束する。それ故、積算電荷量が収束積算電荷量Qに達した時点が、水素除去処理を終了する時点となる。
Specifically, in step S4, the
本実施の形態では、この収束積算電荷量Qを、予め、燃料ガスの流路7,17,9に水素を流し、酸化剤ガスの流路11,18,13に窒素を流した状態で、各単位電池39−1〜39−n毎に測定し、この測定した収束積算電荷量Qに所定の許容差(誤差)δQを見込んだ積算電荷量範囲((Q−δQ)〜(Q+δQ))を積算電荷量の許容範囲として、各単位電池39−1〜39−n毎に制御器6の記憶部に記憶している。そして、制御器6は、積算電荷量測定器64で測定される積算電荷量が、該当する単位電池の積算電荷量の許容範囲内にあるか否か監視する(ステップS14)。そして、積算電荷量測定器64で測定される積算電荷量がこの積算電荷量の許容範囲内に入ると(ステップS14でYES)、直流電源51をOFFして直流電圧の印加を停止する(ステップS7)。これ以外のステップは実施の形態1と同様である。
In the present embodiment, this converged accumulated charge amount Q is preliminarily flowed through the fuel
このような実施の形態3によっても実施の形態1と同様の効果が得られる。 According to the third embodiment, the same effect as that of the first embodiment can be obtained.
なお、記憶部に記憶する積算電荷量許容範囲の基礎となる収束積算電荷量Qは、予め測定した電解質(ここでは高分子電解質膜31)の物性、燃料電池1の構造、及び燃料電池システム101の停止時の状態から計算によって求めてもよい。
Note that the converged accumulated charge amount Q, which is the basis of the accumulated charge amount allowable range stored in the storage unit, is a previously measured physical property of the electrolyte (here, the polymer electrolyte membrane 31), the structure of the
また、記憶部に積算電荷量許容範囲を記憶するのではなく、積算電荷量の変化率を算出し、この算出した変化率がほぼゼロとなるか否かによって、電圧の印加を終了するか否か判定するようにしてもよい。このようにすると、電解質の物性値は、燃料電池1の運転による劣化や、電解質の含水率や、外気温や、外気圧などの外乱により変化するので、その変化による誤判定を防止することができる。
Also, instead of storing the allowable accumulated charge amount range in the storage unit, the rate of change of the accumulated charge amount is calculated, and whether or not the voltage application is terminated depending on whether or not the calculated change rate becomes almost zero. You may make it determine. In this case, the physical property value of the electrolyte changes due to deterioration due to the operation of the
(実施の形態4)
図11は本発明の実施の形態4に係る燃料電池システムの電圧印加器の構成を示す模式図である。図12は本実施の形態の燃料電池システム101の水素除去工程の前後に渡る制御動作を示すフローチャートである。
(Embodiment 4)
FIG. 11 is a schematic diagram showing the configuration of the voltage applicator of the fuel cell system according to
本実施の形態は、水素除去工程が実施の形態1と相違し、その他は実施の形態1と同じである。以下、この相違点を説明する。 In the present embodiment, the hydrogen removal step is different from that in the first embodiment, and the other steps are the same as those in the first embodiment. Hereinafter, this difference will be described.
図11に示すように、本実施の形態では、第1に、電圧印加器5において、実施の形態1の電流検出器16及び電圧検出器62(図3)が省略されている。また、燃料電池システム101がタイマ63を備えている。本実施の形態では、印加電圧を必ずしも変化させる必要はないので、直流電源51として、スイッチング電源の他、一次電池、二次電池、燃料電池などの化学電池、太陽電池や温度差電池などの物理電池、あるいはキャパシタなどを用いることができる。タイマ63は、ここでは、制御器6を構成するマイクロコンピュータ等の演算器に内蔵されている時計で構成されている。制御器6は、タイマ63の計時情報を適宜取得するよう構成されている。
As shown in FIG. 11, in the present embodiment, first, in the
第2に、図12に示すように、水素除去工程S103において、実施の形態1の印加電圧を監視するステップS6(図4)に代えて、タイマ63により所定時間を計測するステップS15が遂行される。
Second, as shown in FIG. 12, in the hydrogen removal step S103, instead of step S6 (FIG. 4) for monitoring the applied voltage in the first embodiment, step S15 for measuring a predetermined time by the
具体的には、ステップS5において、制御器6は直流電源51が上限電圧より低い所定の一定電圧を出力するよう制御する。一方、既述のように、時間の経過に伴って酸化剤ガス経路18路内の水素濃度が薄くなると、それに連れて水素除去電流が減少する。そして、やがて水素除去電流は、既述のように、電流Iに収束する。換言すれば、水素除去電流は、直流電圧の印加を開始してからある時間内に電流Iに収束する。従って、この電圧を印加する期間(以下、所定電圧印加期間という)を適切に選択することにより、所定電圧印加期間の終了時点を、水素除去処理の終了時点とすることができる。
Specifically, in step S5, the
本実施の形態では、この所定電圧印加期間を予め実験により求め、この求めた所定電圧印加期間を制御器6の記憶部に記憶している。なお、所定電圧印加期間を、実験ではなく、計算によって求めてもよい。そして、制御器6は、直流電圧の印加を開始すると(ステップS5)、タイマ63により所定電圧印加期間の計測を開始し、所定電圧印加期間が終了すると(ステップS15)、直流電源51をOFFして直流電圧の印加を停止する(ステップS7)。これ以外のステップは実施の形態1と同様である。
In the present embodiment, the predetermined voltage application period is obtained in advance by experiments, and the obtained predetermined voltage application period is stored in the storage unit of the
このような実施の形態4によっても実施の形態1と同様の効果が得られる。 According to the fourth embodiment, the same effect as that of the first embodiment can be obtained.
(実施の形態5)
以上に述べた実施の形態1乃至4では、起動処理時に、すなわち、起動信号が出力された後に、水素除去工程が遂行されるが、本発明の実施の形態5では、停止期間中(待機動作時)に水素除去工程が遂行される。
(Embodiment 5)
In the first to fourth embodiments described above, the hydrogen removal step is performed during the start-up process, that is, after the start-up signal is output. In the fifth embodiment of the present invention, during the stop period (standby operation) Hydrogen removal step is performed.
本実施の形態は、ハードウエアの構成は実施の形態1と全く同じであり、水素除去工程に関する制御プログラムが実施の形態1と異なる。以下、この相違点について説明する。 In this embodiment, the hardware configuration is exactly the same as in the first embodiment, and the control program related to the hydrogen removal step is different from that in the first embodiment. Hereinafter, this difference will be described.
図13は本実施の形態の燃料電池システム101の水素除去工程の前後に渡る制御動作を示すフローチャートである。
FIG. 13 is a flowchart showing the control operation before and after the hydrogen removal step of the
図13に示すように、本実施の形態では、燃料電池システム101の停止処理が終了すると(ステップS1)、制御器6は、起動条件が満たされたか否か判定する(ステップS2)。
As shown in FIG. 13, in the present embodiment, when the stop process of the
起動条件が満たされた場合(ステップS2でYES)には、起動信号を出力する(ステップS3)。次いで、封止弁8,10,12,14を開放し(ステップS9)、その後、燃料ガス及び酸化剤ガスの供給を開始し(ステップS10)、燃料電池システム101を発電運転へと移行させる(ステップS9〜11)。
If the activation condition is satisfied (YES in step S2), an activation signal is output (step S3). Next, the sealing
起動条件が満たされない場合には(ステップS2でNO)、水素除去処理が必要か否か判定する(ステップS21)。ここで、この水素除去処理が必要か否かの判定基準について説明する。 If the activation condition is not satisfied (NO in step S2), it is determined whether or not a hydrogen removal process is necessary (step S21). Here, criteria for determining whether or not this hydrogen removal treatment is necessary will be described.
本実施の形態では、予め、下記(2)式に基づいて水素蓄積時間時間τを算出しておき、この水素蓄積時間τが経過したか否かにより水素除去処理が必要か否か判定する。 In the present embodiment, the hydrogen accumulation time period τ is calculated in advance based on the following equation (2), and it is determined whether or not a hydrogen removal process is necessary based on whether or not the hydrogen accumulation period τ has elapsed.
詳しく説明すると、内部酸化剤ガス経路18(正確には酸化剤ガス封止空間19)の酸素が消費し尽くされた後、内部燃料ガス経路17から電解質(高分子電解質膜31)を透過して内部酸化剤ガス経路18に存在する水素の量(モル数)は、
M=2DAtΔP/δRT・・・(2)
となる。ここで、Mは酸化剤ガス流路に存在する水素のモル数(mol)、tは酸素が消費し尽くされた時点(水素の蓄積が始まる時点)からの経過時間(sec)である。D、A、ΔP、δ、R、Tは(1)式について説明した通りである。
More specifically, after the oxygen in the internal oxidant gas path 18 (precisely, the oxidant gas sealing space 19) is consumed, the electrolyte (polymer electrolyte membrane 31) passes through the internal
M = 2DAtΔP / δRT (2)
It becomes. Here, M is the number of moles (mol) of hydrogen present in the oxidant gas flow path, and t is the elapsed time (sec) from the point in time when oxygen is exhausted (when hydrogen accumulation starts). D, A, ΔP, δ, R, and T are as described for the expression (1).
一方、安全面から内部酸化剤ガス経路18に存在することが許容される水素の量(以下、許容水素量という場合がある)は、その水素が燃焼したときに、カソード電極72を構成する材料の熱容量によって吸収可能な上限の熱量を発生するような量である。そこで、この上限の熱量を発生する水素量がMとして(2)式に代入され、これをtについて解いて、許容される上限の量の水素が内部酸化剤ガス経路18に蓄積されるまでの時間tmaxが算出される。そして、この時間tmaxに所定の安全係数(0以上1未満の値)が乗算されて、水素蓄積時間τが決定される。安全係数の値が小さくなる程、安全性が向上するが、水素除去処理の回数が多くなる。なお、この水素蓄積時間τを実験やシミュレーションによって求めてもよい。この水素蓄積時間τは、実際には、バラツキがあり季節等によって変動するが、150時間程度である。
On the other hand, the amount of hydrogen that is allowed to be present in the internal
そして、この水素蓄積時間τが制御器6の記憶部に予め記憶されている。
The hydrogen accumulation time τ is stored in advance in the storage unit of the
制御器6は、前回の水素除去処理の終了(図4のステップS7の終了)又は燃料電池システム101の停止処理の完了から現時点までの経過時間が水素蓄積積時間τを超えない場合には、水素除去処理が必要ないと判定し(ステップS21でNO)、ステップS2に戻る。なお、燃料電池システム101の停止処理の完了から現時点までの経過時間には内部酸化剤ガス経路18中の酸素が消費される時間が含まれているので、燃料電池システム101の停止処理の完了を起点として水素除去処理の要否を判定することは、前回水素除去処理の終了を起点として水素除去処理の要否を判定することより安全な判定であり、問題はない。
When the elapsed time from the end of the previous hydrogen removal process (end of step S7 in FIG. 4) or the stop process of the
一方、制御器6は、前回の水素除去処理の終了又は燃料電池システム101の停止処理の完了から現時点までの経過時間が水素蓄積積時間τを超える場合には、水素除去処理が必要であると判定し(ステップS21でNO)、実施の形態1(図4)の水素除去工程(ステップS100)を遂行し、その後、ステップS2に戻る。
On the other hand, when the elapsed time from the end of the previous hydrogen removal process or the stop process of the
以上の制御によれば、燃料電池システム101の停止後、どのタイミングであろうと、起動条件が満たされた場合(ステップS2でYES)には燃料電池システム101が起動される(ステップS3,9)。従って、水素除去処理が必要であると判定される前に、起動条件が満たされた場合には、水素除去工程を遂行することなく起動される。しかし、燃料電池システム101の停止時には、水素が内部酸化剤ガス経路18に蓄積されておらず、当該停止の後、水素の蓄積が始まるので、このように動作しても特に問題はない。むしろ、燃料電池システム101を速やかに起動させる観点からは好ましい。
According to the above control, the
一方、起動条件が満たされなかった場合であってかつ水素除去処理が必要と判定された場合(ステップS2でNO,ステップ21でYES)には、水素除去工程が遂行される(ステップS100)。さらに、一旦、水素除去工程が遂行された後、起動条件が満たされなかった場合には、水素除去処理が必要と判定されると(ステップS2でNO,ステップ21でYES)、再度、水素除去工程が遂行される(ステップS100)。以降、この動作が繰り返される。 On the other hand, if the activation condition is not satisfied and it is determined that the hydrogen removal process is necessary (NO in step S2, YES in step 21), a hydrogen removal process is performed (step S100). Furthermore, once the hydrogen removal process is performed and the start-up conditions are not satisfied, if it is determined that the hydrogen removal process is necessary (NO in step S2, YES in step 21), the hydrogen removal is performed again. A process is performed (step S100). Thereafter, this operation is repeated.
このような本実施の形態によれば、燃料電池システム101の停止時間(待機動作)を利用して水素除去処理が行われ、かつ燃料電池システム101の停止後、いつ起動条件が満たされても起動されるので、速やかに起動することができる。しかも、水素除去処理を遂行した後、待機している間に再び水素除去処理が必要になった場合には、これを遂行することができる。
According to this embodiment, the hydrogen removal process is performed using the stop time (standby operation) of the
また、待機している間に内部酸化剤ガス経路18に蓄積される水素の許容量を、その量の水素が燃焼したときに、カソード電極72を構成する材料の熱容量によって吸収可能な上限の熱量を発生するような量に抑制するので、燃料電池システム101の起動後に酸化剤ガスが供給された場合に、蓄積された水素により引き起こされるカソード電極72構成材料の損傷を抑制することができる。
Further, the upper limit amount of heat that can be absorbed by the heat capacity of the material constituting the
なお、上記では実施の形態1の水素除去工程S100を遂行したが、これに代えて、実施の形態2乃至4の水素除去工程S101〜S103を遂行してもよい。
また、上記では、予め決定された水素蓄積時間τが経過したか否かにより水素除去処理の要否を判定したが、内部酸化剤ガス経路18に蓄積される水素の量を感知又は予測して水素除去処理の要否を判定してもよい。
In the above description, the hydrogen removal step S100 of the first embodiment is performed. Alternatively, the hydrogen removal steps S101 to S103 of the second to fourth embodiments may be performed.
In the above description, whether or not the hydrogen removal process is necessary is determined based on whether or not a predetermined hydrogen accumulation time τ has elapsed. However, the amount of hydrogen accumulated in the internal
例えば、酸化剤ガス経路18内に水素濃度センサを配設し、この水素濃度センサで検出した水素濃度から水素蓄積量を算出し、この水素蓄積量が上述の許容水素量を超えるか否かにより水素除去処理の要否を判定するよう構成してもよい。
For example, a hydrogen concentration sensor is provided in the
また、ガスクロマトグラフィーなどの分析装置を備え、内部酸化剤ガス経路18内のガスの一部をサンプリングし、当該分析装置で定量分析して水素蓄積量を算出し、この水素蓄積量が上述の許容水素量を超えるか否かにより水素除去処理の要否を判定するよう構成してもよい。
In addition, an analyzer such as gas chromatography is provided, a part of the gas in the internal
また、上述の(2)式を制御器6の記憶部に記憶し、前回の水素除去工程の終了又は燃料電池システム101の停止処理の完了から現時点までの経過時間をtとして(2)式に代入して水素蓄積量Mを算出し、この水素蓄積量Mが上述の許容水素量を超えるか否かにより水素除去処理の要否を判定するよう構成してもよい。
(実施の形態6)
以上に述べた実施の形態1乃至4では、起動処理時に水素除去工程が遂行され、また実施の形態5では、水素除去工程が遂行されない場合があるが、本発明の実施の形態6では、停止期間中(待機動作時)に必ず水素除去工程が遂行される。これ以外は、実施の形態1と同様である。
本実施の形態の燃料電池システム101においては、水素除去処理が完了してから燃料電池1の内部酸化剤ガス流路18に酸化剤ガスの供給を開始するまでの待機時間が、酸化剤ガスの供給を開始してもカソード電極が劣化しない時間であれば起動処理時でなくても待機動作時に水素除去処理が実行される。
具体的に説明すると、本実施の形態では、例えば、ユーザの入力装置を通じた入力により設定された起動時刻になった場合、又は学習運転制御により予め設定された起動時刻になった場合等のように、起動すべき時刻(起動時刻)が確定していて、現在の時刻がその起動時刻になったことが起動条件である。そして、現在時刻がこの起動時刻まで所定時間以内になったことを制御器6が検知した場合に、水素除去工程を遂行するよう構成されている。
Further, the above equation (2) is stored in the storage unit of the
(Embodiment 6)
In the first to fourth embodiments described above, the hydrogen removal process is performed during the startup process, and in the fifth embodiment, the hydrogen removal process may not be performed. However, in the sixth embodiment of the present invention, the hydrogen removal process is stopped. During the period (during standby operation), the hydrogen removal process is always performed. The rest is the same as in the first embodiment.
In the
Specifically, in the present embodiment, for example, when the activation time set by the input through the user input device is reached, or when the activation time preset by the learning operation control is reached, etc. In addition, the activation condition is that the time (activation time) to be activated is fixed and the current time is the activation time. Then, when the
この所定時間は、記酸化剤ガスの供給を開始しても前記カソード電極が劣化しない上限時間として定義されており、より具体的には、実施の形態5の水素蓄積時間τに等しい時間である。
すなわち、実施の形態5で述べたように、安全面から内部酸化剤ガス経路18に存在することが許容される水素の量は、その水素が燃焼したときに、カソード電極72を構成する材料の熱容量によって吸収可能な上限の熱量を発生するような量である。この上限の熱量を発生する水素量と(2)式とを用いて、許容される上限の量の水素が内部酸化剤ガス経路18に蓄積されるまでの時間tmaxが算出される。そして、この時間tmaxに所定の安全係数が乗算されて、水素蓄積時間τが決定される。この水素蓄積時間τに等しい時間である上記所定時間が制御器6の記憶部に予め記憶されている。
図14は本実施の形態の燃料電池システム101の水素除去工程の前後に渡る制御動作を示すフローチャートである。図14に示すように、本実施の形態では、燃料電池システム101が停止すると(ステップS1)、制御器6は、現在時刻から上記起動時刻までの時間が上記所定時間以内になるのを待機する(ステップS31)。そして、現在時刻から起動時刻までの時間が上記所定時間以内になると(ステップS31でYES)、水素除去工程を遂行する(ステップS100)。
次いで、現在時刻が起動時刻になるのを待機する(ステップS32)。このステップS32が、実施の形態1乃至5において、起動条件が満たされた否かを判定するステップS2に相当する。そして、現在時刻が起動時刻になると、制御器6は起動信号を出力し(ステップS3)、起動処理を経て発電運転へと移行する(ステップS9〜S11)。
このような本実施の形態においては、上記所定時間(上限時間)は、通常、燃料電池システム101の起動時間よりも長いため、待機動作時において水素除去処理を実行しても実施の形態1乃至4と同様の効果が得られる。
This predetermined time is defined as an upper limit time during which the cathode electrode does not deteriorate even when the supply of the oxidizing gas is started. More specifically, the predetermined time is equal to the hydrogen accumulation time τ of the fifth embodiment. .
That is, as described in the fifth embodiment, the amount of hydrogen allowed to be present in the internal
FIG. 14 is a flowchart showing the control operation before and after the hydrogen removal step of the
Next, it waits for the current time to become the activation time (step S32). This step S32 corresponds to step S2 for determining whether or not the activation condition is satisfied in the first to fifth embodiments. When the current time becomes the start time, the
In this embodiment, the predetermined time (upper limit time) is usually longer than the startup time of the
(実施の形態7)
本実施の形態は実施の形態6を変形したものである。すなわち、本実施の形態の燃料電池システム101は、現在の時刻が起動時刻になったことが起動条件とされ、起動条件が満たされるタイミングが予め予測できる第1の運転モードと、負荷電力が所定の閾値以上になったこと、またはユーザにより起動要求が入力されたこと等が起動条件とされ、起動条件が満たされるタイミングが予め予測できない第2の運転モードとを有している。第1の運転モードの場合における水素除去処理は実施の形態6と同様であり、第2の運転モードの場合における水素除去処理は実施の形態5と同様である。それ故、ここでは、第1の運転モードにおいて 上記水素除去処理が実行された後に運転モードが第2の運転モードに変更された場合について説明する。
図15は本実施の形態の燃料電池システム101の、水素除去工程の前後において運転モードが変更された場合における制御動作を示すフローチャートである。図15に示すように、本実施の形態では、燃料電池システム101が停止すると(ステップS1)、制御器6は、現在時刻から上記起動時刻までの時間が第1の所定時間以内になるのを待機し(ステップS31)、現在時刻から起動時刻までの時間が第1の所定時間以内になると(ステップS31でYES)、水素除去工程を遂行する(ステップS100)。第1の所定時間は、実施の形態5の水素蓄積時間τに等しい時間である。
ここでは、その後、運転モードが第1の運転モードから第2の運転モードに変更される(ステップS33)。
(Embodiment 7)
The present embodiment is a modification of the sixth embodiment. That is, in the
FIG. 15 is a flowchart showing a control operation in the case where the operation mode is changed before and after the hydrogen removal step in the
Here, after that, the operation mode is changed from the first operation mode to the second operation mode (step S33).
次いで、制御器6は、上記水素除去工程ステップS100の終了後、上記所定時間内に第2運転モードにおける起動条件が満たされたか否か判定する(ステップS34)。このステップS34が、実施の形態1乃至5において、起動条件が満たされた否かを判定するステップS2に相当する。そして、第2の所定時間内に起動条件が満たされない場合(ステップS34でNO)には、水素除去工程ステップS100’が遂行される。この水素除去工程ステップS100’は上記水素除去工程ステップS100と全く同じ内容である。つまり、再度、水素除去処理が行われる。その後、ステップS34に戻る。そして、第2の所定時間内に起動条件が満たされない限り、この動作が繰り返される。第2の所定時間は、実施の形態5の水素蓄積時間τに等しい時間である。
Next, the
一方、ステップS34において、第2の所定時間内に起動条件が満たされた場合(ステップS34でYES)には、制御器6は起動信号を出力し(ステップS3)、起動処理を経て発電運転へと移行する(ステップS9〜S11)。
On the other hand, in step S34, when the start condition is satisfied within the second predetermined time (YES in step S34), the
このような本実施の形態によれば、燃料電池システム101において、水素除去処理が実行された後に運転モードが、起動条件が満たされるタイミングが予め予測できない運転モードに変更される場合でも適切に水素除去処理を行うことができる。
According to the present embodiment, in the
(実施の形態8)
図16は本発明の実施の形態8に係る燃料電池システムの電圧印加器の構成を示す模式図である。
(Embodiment 8)
FIG. 16 is a schematic diagram showing the configuration of the voltage applicator of the fuel cell system according to
図16に示すように、本実施の形態では、接続切替器52において、複数(ここでは2)の単位電池からなる単位電池ユニット毎に切替ユニット57が設けられている。そして、切替ユニット57の第1端子63が偶数番目の単位電池39−2,39−4・・・のカソードセパレータ36Bに接続されている。そして、全ての単位電池ユニットが、接続切替器52により、順次、直流電源51に接続されて、水素除去工程(ここでは実施の形態4の水素除去工程S103)が遂行される。これ以外の点は実施の形態4と同様である。
As shown in FIG. 16, in the present embodiment, in the connection switch 52, a switching
なお、単位電池ユニットに属する単位電池の数は2に限らず、3でも4でも構わない。単位電池ユニットに属する単位電池の数が増加する程、水素除去処理を行うための構成が簡素化され、水素除去処理に要する時間も短縮される。しかし、単位電池ユニットに属する単位電池の数が増加すると、実施の形態1で述べたような水素除去処理による劣化を招く危険性が高くなる。そのため、精度の高い印加電圧の制御が必要となる。 The number of unit batteries belonging to the unit battery unit is not limited to 2, and may be 3 or 4. As the number of unit batteries belonging to the unit battery unit increases, the configuration for performing the hydrogen removal process is simplified, and the time required for the hydrogen removal process is shortened. However, when the number of unit batteries belonging to the unit battery unit is increased, there is a high risk of causing deterioration due to the hydrogen removal process as described in the first embodiment. Therefore, it is necessary to control the applied voltage with high accuracy.
なお、実施の形態8において、セルスタックの全ての単位電池に一括して直流電圧を印加するようにしても構わない。但し、実施の形態1で述べたような水素除去処理による劣化を招く危険性がより高くなる。 In the eighth embodiment, a DC voltage may be applied collectively to all the unit batteries of the cell stack. However, there is a higher risk of causing deterioration due to the hydrogen removal treatment as described in the first embodiment.
また、本発明において、「セパレータ」には車載用燃料電池等において使用される「フィールドプレート」も含まれる。従って、上述の実施の形態1〜6において、アノードセパレータ36A及びカソードセパレータ36Bを「フィールドプレート」で構成してもよい。
In the present invention, the “separator” includes a “field plate” used in an in-vehicle fuel cell or the like. Therefore, in the first to sixth embodiments described above, the
また、実施の形態6及び7では実施の形態1の水素除去工程S100を遂行したが、これに代えて、実施の形態2乃至4の水素除去工程S101〜S103を遂行してもよいことは言うまでもない。
In
また、上述の実施の形態1乃至8では、燃料ガスとして水素を含むガスを使用する燃料電池に本発明を適用する例を述べたが、例えば、メタノールを直接燃料として用いる直接メタノール形燃料電池(DMFC)のように、水素を含まない燃料を用いる燃料電池にも本発明を適用することができる。 In the first to eighth embodiments described above, an example in which the present invention is applied to a fuel cell that uses a gas containing hydrogen as a fuel gas has been described. For example, a direct methanol fuel cell that uses methanol as a direct fuel ( The present invention can also be applied to a fuel cell using a fuel that does not contain hydrogen, such as DMFC.
また、上述の実施の形態1乃至8では燃料ガス供給路7、燃料ガス排出路9、酸化剤ガス供給路11、及び酸化剤ガス排出路13にそれぞれ、封止弁8,10,12,14を設けた。これらの封止弁は安全性を考慮するとあった方が好ましい。但し、本発明の本質においては、酸化剤ガスの流路において燃料ガスの流路から透過してくる水素が拡散する領域のみが、本発明が作用する範囲であるので、これらの封止弁は必ずしも必要ではない。
In the first to eighth embodiments described above, the sealing
本発明の燃料電池システムは、自動車やバイク等の移動及び輸送機械に搭載する動力源や定置用のコジェネレーションシステム等として有用である。また、モバイル機器の電源システムとしても適用が可能である。 The fuel cell system of the present invention is useful as a power source mounted on a moving and transportation machine such as an automobile or a motorcycle, a stationary cogeneration system, or the like. It can also be applied as a power supply system for mobile devices.
1 燃料電池
2 燃料ガス供給器
3 酸化剤ガス供給器
4 出力制御器
5 電圧印加器
6 制御器
7 燃料ガス供給路
8 第1封止弁
9 燃料ガス排出路
10 第2封止弁
11 酸化剤ガス供給路
12 第3封止弁
14 第4封止弁
15 負荷検出器
17 内部燃料ガス経路
18 内部酸化剤ガス経路
19 酸化剤ガス封止空間
21 負荷
31 高分子電解質膜
32A アノード触媒層
32B カソード触媒層
33 ガス拡散層
34 MEA
35 ガスケット
36A アノードセパレータ
36B カソードセパレータ
37A 燃料ガス流路
37B 酸化剤ガス流路
38A,38B 冷却水流路
39 単位電池
40A,40B 集電板
41 絶縁板
42 端板
43 貫通孔
51 直流電源
52 接続切替器
53 第1端子
54 第2端子
55 第3端子
56 接触子
57 切替ユニット
61 電流検出器
62 電圧検出器
63 タイマ
64 積算電荷量測定器
71 アノード電極
72 カソード電極
101 燃料電池システム
DESCRIPTION OF
35
Claims (9)
前記一対のセパレータの間に前記アノード電極に対し前記カソード電極が正となる極性の直流電圧を印加する直流電圧印加器と、
制御器と備え、
前記制御器は、前記酸化剤ガス流路に酸化剤ガスの供給を開始するまでに前記電圧印加器によって前記直流電圧の印加を実行する、燃料電池システム。 An electrolyte layer, an anode electrode and a cathode electrode respectively provided on both main surfaces of the electrolyte layer, and a fuel gas flow for supplying a fuel gas containing hydrogen to the anode electrode, one of which is disposed across the electrolyte layer A fuel cell comprising a pair of conductive separators having a channel and an oxidant gas flow path for supplying the oxidant gas to the cathode electrode on the other side;
A DC voltage applicator for applying a DC voltage having a polarity such that the cathode electrode is positive with respect to the anode electrode between the pair of separators;
With controller,
The said controller performs the application of the said DC voltage by the said voltage applicator by the time it starts supply of oxidant gas to the said oxidant gas flow path.
前記制御器は、1以上の前記単位電池から構成される単位電池ユニット毎に、順次、前記直流電圧の印加を実行するよう構成されている、請求項1に記載の燃料電池システム。 The fuel cell comprises a cell stack in which two or more unit cells having the electrolyte layer, the anode electrode and the cathode electrode, and the pair of separators are laminated,
2. The fuel cell system according to claim 1, wherein the controller is configured to sequentially apply the DC voltage for each unit cell unit including one or more unit cells.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2008010460A JP2009170388A (en) | 2008-01-21 | 2008-01-21 | Fuel cell system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2008010460A JP2009170388A (en) | 2008-01-21 | 2008-01-21 | Fuel cell system |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2009170388A true JP2009170388A (en) | 2009-07-30 |
Family
ID=40971314
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2008010460A Pending JP2009170388A (en) | 2008-01-21 | 2008-01-21 | Fuel cell system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2009170388A (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011114748A1 (en) * | 2010-03-18 | 2011-09-22 | パナソニック株式会社 | Fuel cell electricity generation system and shut-down method for fuel cell electricity generation system |
WO2012056866A1 (en) * | 2010-10-25 | 2012-05-03 | 日産自動車株式会社 | Fuel cell system |
CN109786788A (en) * | 2017-11-13 | 2019-05-21 | 丰田自动车株式会社 | Fuel cell system |
-
2008
- 2008-01-21 JP JP2008010460A patent/JP2009170388A/en active Pending
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011114748A1 (en) * | 2010-03-18 | 2011-09-22 | パナソニック株式会社 | Fuel cell electricity generation system and shut-down method for fuel cell electricity generation system |
US8771892B2 (en) | 2010-03-18 | 2014-07-08 | Panasonic Corporation | Fuel cell power generation system and operation stop method of the same |
JP5796227B2 (en) * | 2010-03-18 | 2015-10-21 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | Fuel cell power generation system and method for stopping operation of fuel cell power generation system |
WO2012056866A1 (en) * | 2010-10-25 | 2012-05-03 | 日産自動車株式会社 | Fuel cell system |
CN103155254A (en) * | 2010-10-25 | 2013-06-12 | 日产自动车株式会社 | Fuel cell system |
US9190683B2 (en) | 2010-10-25 | 2015-11-17 | Nissan Motor Co., Ltd. | Fuel cell system |
CN109786788A (en) * | 2017-11-13 | 2019-05-21 | 丰田自动车株式会社 | Fuel cell system |
CN109786788B (en) * | 2017-11-13 | 2022-04-26 | 丰田自动车株式会社 | Fuel cell system |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4907861B2 (en) | Fuel cell power generation system, its stop storage method, stop storage program | |
US8071243B2 (en) | Fuel cell system | |
Chen et al. | Operation characteristics and carbon corrosion of PEMFC (Proton exchange membrane fuel cell) with dead-ended anode for high hydrogen utilization | |
US9299998B2 (en) | Fuel cell management method | |
JP2007207671A (en) | Fuel cell system | |
US20130004874A1 (en) | Fuel cell system | |
JP2008282658A (en) | Fuel cell system | |
US8728674B2 (en) | Fuel cell system with controlled stop process for a shut-down operation | |
Pei et al. | The recovery mechanism of proton exchange membrane fuel cell in micro-current operation | |
JP5125135B2 (en) | Fuel cell system | |
Halme et al. | An alternative concept for DMFC–Combined electrolyzer and H2 PEMFC | |
WO2014103101A1 (en) | Fuel cell system and method for restoring electric power generation performance of fuel cells in fuel cell system | |
Pistono et al. | Subzero water distribution in proton exchange membrane fuel cells: Effects of preconditioning method | |
US20170338501A1 (en) | Fuel cell system | |
JP4721650B2 (en) | Solid polymer fuel cell power generation system and household distributed power supply system | |
JP5071254B2 (en) | Fuel cell power generation system and operation method thereof | |
JP5256586B2 (en) | Fuel cell system | |
EP2669978B1 (en) | Fuel cell system | |
EP2639869B1 (en) | Operation method of polymer electrolyte fuel cell system and polymer electrolyte fuel cell system | |
JP2007157531A (en) | Fuel cell system | |
JP2009170388A (en) | Fuel cell system | |
CN107851826B (en) | Method for measuring and controlling methanol concentration in methanol fuel cell | |
JP7402077B2 (en) | Method for detecting deterioration of electrolyte membrane/electrode structures in fuel cell systems | |
JP5605106B2 (en) | Fuel cell power generator | |
JP2009140747A (en) | Fuel cell system, and control method of fuel cell system |