JP2014044846A - 燃料電池の制御方法および燃料電池システム - Google Patents

Abstract

【課題】燃料電池の制御方法において、燃料電池の発電時に電解質膜における乾燥を抑制する技術を提供する。
【解決手段】両面に触媒層が形成された電解質膜を含む燃料電池の制御方法では、燃料電池の発電が停止している間における電解質膜の乾燥度合いに相関する乾燥指標値と電解質膜の温度に相関する温度指標値とを特定する工程と、停止している間における乾燥指標値と温度指標値とが予め設定された乾燥指標値と温度指標値との条件に該当するか否かを判定する第１の判定工程と、第１の判定工程において条件に該当すると判定された場合に、電解質膜における乾燥指標値と温度指標値とが条件に該当しなくなるまで電解質膜を冷却する工程と、を備える。
【選択図】図１１

Description

本発明は、燃料電池の制御方法および燃料電池システムに関する。

電解質膜を含む燃料電池は、電解質膜が乾燥すると、十分な性能を発揮できない。例えば、特許文献１には、燃料電池を搭載した水中運航体において、燃料電池の発電停止後に、外部の海水を使用して燃料電池を冷やし、電解質膜の温度を下げることにより、電解質膜に結露を生じさせて電解質膜の乾燥を抑制する技術が開示されている。

特開２００７−２３４５１９号公報

特許文献１に開示された技術では、燃料電池の発電停止後に発電を再開すると、再開時の燃料ガスおよび酸化剤ガスの導入によって電解質膜がすぐに乾燥してしまうおそれがあった。また、燃料電池の発電停止時および発電再開時における電解質膜の温度によって、燃料電池の発電再開後に電解質膜の乾燥する傾向が異なるため、電解質膜の温度等の状態に応じて乾燥を抑制するために適切な冷却を行ないたいという課題があった。また、電解質膜の乾燥を抑制するために、外部からの冷却水等による冷却方法以外の制御方法を用いたいという課題があった。

本発明は、上述の課題の少なくとも一部を解決するためになされたものであり、以下の形態として実現することが可能である。

上記課題の少なくとも一部を解決するために、本発明は、以下の形態として実現することが可能である。

（１）本発明の一形態によれば、両面に触媒層が形成された電解質膜を含む燃料電池の制御方法が提供される。この制御方法は、前記燃料電池の発電が停止している間における前記電解質膜の乾燥度合いに相関する乾燥指標値と前記電解質膜の温度に相関する温度指標値とを特定する工程と；前記停止している間における前記乾燥指標値と前記温度指標値とが予め設定された前記乾燥指標値と前記温度指標値との条件に該当するか否かを判定する第１の判定工程と；前記第１の判定工程において前記条件に該当すると判定された場合に、前記電解質膜における前記乾燥指標値と前記温度指標値とが前記条件に該当しなくなるまで前記電解質膜を冷却する工程と、を備える。この形態の燃料電池の制御方法によれば、燃料電池の発電停止後に燃料電池を再始動する場合に、発電停止中に電解質膜を冷却するので、再始動後に電解質膜の乾燥を抑制することができ、電解質膜に対する損傷を少なくして、燃料電池の耐久性を向上させることができる。また、電解質膜における温度指標値および乾燥指標値が予め設定された条件に該当するか否かの判定を行ない、当該条件に該当する場合には、当該条件に該当しなくなるまで電解質膜を冷却する。よって、電解質膜の温度や水分量等の物性値に応じて電解質膜を適切に冷却または湿潤な状態にすることができる。また、電解質膜における乾燥指標値および温度指標値によって、電解質膜の状態を精度良く検出することができる。

（２）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記乾燥指標値は、電気抵抗値であり；前記温度指標値は、温度であり；前記条件は、前記電解質膜と前記触媒層とが積層される方向に略垂直な面方向に沿った前記電解質膜における歪変化率が所定値よりも大きい場合であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、電解質膜の面方向に沿った歪変化率が所定値よりも大きい場合を基準として燃料電池が冷却されるため、燃料電池の停止後の再始動における電解質膜への損傷を抑制することができる。

（３）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記所定値は、３パーセントであっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、電解質膜の面方向に沿った歪変化率が３％である場合を基準として燃料電池が冷却されるため、燃料電池の停止後の再始動における電解質膜への損傷を抑制することができる。

（４）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記条件における電気抵抗値のうち最小となる最小抵抗値は、前記電解質膜の温度が摂氏２５度から摂氏４５度の間のときの電気抵抗値であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、温度が摂氏２５度から摂氏４５度の間の場合、温度の変化による歪変化率の変化が小さい。そのため、温度が最小抵抗値を設定した温度よりも小さい場合には、電気抵抗値と歪変化率との関係を示すデータがなくても、より少ないデータで条件が簡便に作成される。

（５）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記条件における温度のうち最小となる最小温度は、前記電解質膜に含まれる水分全てを水蒸気として換算した場合に、前記水蒸気の分圧を飽和水蒸気圧で除した割合が１００パーセント以上１１０パーセント以下であるときの温度であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、電解質膜が水分を含んだ湿潤な状態である場合、電解質膜に含まれる水分量の変化による歪変化率の変化が小さい。そのため、電気抵抗値と歪変化率との関係を示すデータがなくても、より少ないデータで条件が簡便に作成される。

（６）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記冷却する工程は、前記条件に基づいて決定される第１の目標温度以下になるまで前記電解質膜を冷却する工程であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、電解質膜に冷却する必要であるか否かの判定が行なわれ、当該判定に基づき電解質膜が第１の目標温度まで冷却されるので、電解質膜１１２の温度や水分量等の物性値に応じて電解質膜を適切に冷却することができる。

（７）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記特定する工程は、前記発電を開始する場合において、前記開始の時点における前記電解質膜の温度である開始時温度を特定する工程を含み；前記第１の判定工程は、前記開始時温度が前記第１の目標温度よりも高いか否かを判定する工程を含み；前記冷却する工程は、前記第１の判定工程において前記開始時温度が前記第１の目標温度よりも高いと判定された場合に、前記発電を開始する前に前記電解質膜を冷却する冷却水の流量を増加させる工程を含み；前記制御方法は、さらに；前記流量を増加させた後に、前記電解質膜における電気抵抗値と温度とを測定する工程と；測定した前記電解質膜の電気抵抗値および温度が前記条件に該当するか否かを判定する第２の判定工程と；前記第２の判定工程において前記条件に該当すると判定された場合に、前記電解質膜における相対湿度の低下を抑制する工程と、を備えていても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、燃料電池の発電停止後に再始動する場合に、電解質膜を第１の目標温度まで冷却できていないと、さらに、電解質膜における相対湿度の低下を抑制する制御を行なう。これによって、再始動後の電解質膜の乾燥を抑制し、電解質膜に対する損傷を少なくして、燃料電池の耐久性を向上させることができる。また、早期に燃料電池を予め設定された条件に該当しなくなるようにでき、通常運転を迅速に行なえる状態にすることができる。

（８）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記抑制する工程は、前記冷却の冷却速度と前記条件とに基づいて決定される目標抵抗値以下、かつ、第２の目標温度以下になるまで前記相対湿度の低下を抑制する工程であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、燃料電池の冷却速度を考慮に入れて相対湿度の低下を抑制する制御を行ない、迅速に燃料電池における電解質膜を冷却および相対湿度の低下を抑制するように目標値を決定するので、効率良く燃料電池を通常運転時に損傷が少ない状態にすることができる。

（９）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記測定する工程は、一定時間ごとに前記電解質膜における電気抵抗値と温度とを測定する工程であり；前記抑制する工程は、測定した最新の前記電解質膜における電気抵抗値と温度とに基づいて前記目標抵抗値と前記第２の目標温度とを決定し直す工程を含んでいても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、燃料電池に相対湿度の低下を抑制する制御を行なっている場合にも、電解質膜の電気抵抗値および温度を測定して、その都度、目標抵抗値および第２の目標温度を決定し直すため、燃料電池の状態に応じて最短で冷却および相対湿度の低下を抑制することができる。

（１０）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記抑制する工程は、前記発電を行なう場合に、前記電解質膜における一方の面であるカソード側の面に供給される酸化剤ガスの流量を少なくする工程であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、酸化剤ガスがカソード側の面から持ち出す水分量が少なくなり、電解質膜における乾燥を抑制することができ、燃料電池の発電によって水が生成するので、電解質膜を湿潤な状態にすることができる。

（１１）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記抑制する工程は、前記発電を行なう場合に、前記電解質膜における一方の面であるカソード側の面に供給される酸化剤ガスの圧力を増加させる工程であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、燃料電池の通常運転前に、燃料電池の発電が行なわれ酸化剤ガスの圧力が高くなるため、酸化剤ガスと燃料ガスとの水を生成する電気化学反応が促進されて、電解質膜における水分量を増やすことができ、迅速に電解質膜における乾燥を抑制することができる。

（１２）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記抑制する工程は、前記発電を行なう場合に、前記電解質膜における一方の面であるカソード側の面に供給される酸化剤ガスの温度と前記電解質膜におけるもう一方の面であるアノード側の面に供給される燃料ガスの温度とのうち少なくとも一方の温度を低下させる工程であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、電解質膜に供給されるガスの温度が低いため、燃料電池に循環させている冷却水とは別に、供給されるガスの温度によって電解質膜を冷却することができる。また、酸化剤ガスまたは燃料ガスの温度低下に伴い、飽和蒸気圧が下がり、酸化剤ガスまたは燃料ガスの水分の持ち去り量が減少するため、電解質膜の乾燥を抑制することができる。

（１３）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記抑制する工程は、前記発電を行なう場合に、前記発電の量を増加させて、前記電解質膜の一方の面であるカソード側の面に供給される酸化剤ガスと前記電解質膜のもう一方の面であるアノード側の面に供給される燃料ガスとの電気化学反応による水の生成を促進させる工程であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、電解質膜において生成される水分量を増やすことができ、迅速に電解質膜における乾燥を抑制することができる。

（１４）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記抑制する工程は、前記発電を行なう場合に、前記電解質膜における一方の面であるアノード側の面に供給される燃料ガスの圧力を低下させる工程であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、アノード側の面に供給される燃料ガスの圧力が下がるために、カソード側の面からアノード側の面への生成水の移動を抑制することができ、迅速に電解質膜における乾燥を抑制することができる。

（１５）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記特定する工程は、一定時間ごとに前記電解質膜における電気抵抗値と温度とを特定する工程を含み；前記制御を行なう工程は、特定した最新の前記電解質膜における電気抵抗値と温度とに基づいて前記第１の目標温度を決定し直す工程を含んでいても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、燃料電池を冷却している間にも、電解質膜の電気抵抗値および温度を測定して、その都度、第１の目標温度を決定し直すため、燃料電池の冷却状態に応じて最短で冷却することができる。

（１６）上記形態の燃料電池の制御方法において、前記特定する工程は、前記発電が停止した時点における前記乾燥指標値と前記温度指標値とを特定する工程であっても良い。この形態の燃料電池の制御方法によれば、燃料電池の発電停止から時間が経過した後と比較して、発電停止時から早い段階で電解質膜を冷却するまたは湿潤な状態にすることができる。

本発明は、種々の態様で実現することが可能である。例えば、燃料電池、燃料電池システム、燃料電池の制御方法および制御システム、燃料電池スタック、燃料電池スタックの制御方法および制御システム、燃料電池または燃料電池システムを備えた移動体、燃料電池または燃料電池システムを備えた移動体の制御方法および制御システム等の態様で実現することができる。

本発明の実施形態における燃料電池システム１０の概略構成を示す説明図である。 燃料電池１００を構成する単位セル１０５の概略構成を示す説明図である。 電解質膜１１２における電気抵抗値Ｒの推移の一例を示す説明図である。 電解質膜１１２における温度Ｔと相対湿度ＲＨと歪εとの関係の一例を示す説明図である。 燃料電池１００の発電時における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒと歪εとの関係の一例を示す説明図である。 燃料電池１００の発電時における電解質膜１１２への損傷度Ｒｄの関係の一例を示す説明図である。 電解質膜１１２の歪変化量Δεを判定する条件マップを示す説明図である。 電解質膜１１２における電気抵抗値Ｒの推移の一例を示す説明図である。 燃料電池１００の制御処理の流れを示す説明図である。 単位セル１０５の積層面におけるカソードガスおよびアノードガスを供給する位置関係の一例を示す説明図である。 電解質膜１１２が制御必要状態であるか否かを判定する条件マップの概略を示す説明図である。 第２実施形態における燃料電池１００の制御処理の流れを示す説明図である。 電解質膜１１２が制御必要状態であるか否かを判定する条件マップの概略を示す説明図である。

次に、本発明の実施の形態を実施例に基づいて以下の順序で説明する。
Ａ．第１実施形態：
Ａ−１．燃料電池の構成：
Ａ−２．電解質膜の歪変化量を判定する条件マップの作成：
Ａ−３．燃料電池の制御処理：
Ｂ．第２実施形態：
Ｃ．変形例：

Ａ．第１実施形態：
Ａ−１．燃料電池の構成：
図１は、本発明の実施形態における燃料電池システム１０の概略構成を示す説明図である。図２は、燃料電池１００を構成する単位セル１０５の概略構成を示す説明図である。燃料電池システム１０は、燃料ガス（アノードガス）としての水素と酸化剤ガス（カソードガス）としての空気とを利用して発電を行うシステムであり、例えば車両に搭載されて車両の動力源として使用される。

図１に示すように、燃料電池システム１０は、燃料電池１００と、制御部２０と、カソードガスを供給するカソードガス供給部３０と、燃料電池１００を冷却するために冷却水を循環させる冷媒循環部４０と、アノードガスを供給するアノードガス供給部５０とを備えている。燃料電池１００は、複数の単位セル１０５が積層されたスタック構造を有している。

図２には、燃料電池１００の構成をわかりやすく示すために、燃料電池１００を構成する１つの単位セル１０５の断面が抜き出して示され、他の図示が省略されている。図２に示すように、単位セル１０５は、セパレータ１４０と、カソード側拡散層１２２と、膜電極接合体（以下「ＭＥＡ（Membrane Electrode Assembly）」とも呼ぶ）１１０と、アノード側拡散層１２４とが積層されて形成されている。

ＭＥＡ１１０は、電解質膜１１２と、電解質膜１１２の一方の側に配置されたアノード１１６と、電解質膜１１２の他方の側に配置されたカソード１１４と、から構成されている。アノード１１６は、電解質膜１１２と反対側でアノード側拡散層１２４と接している。また、カソード１１４は、電解質膜１１２と反対側でカソード側拡散層１２２と接している。アノード側拡散層１２４は、アノード１１６と反対側でセパレータ１４０と接している。カソード側拡散層１２２は、カソード１１４と反対側でセパレータ１４０と接している。なお、図示していないが、セパレータ１４０には、カソードガスおよびアノードガス（以降、まとめて「反応ガス」とも呼ぶ）が流通する流路が形成されており、当該流路を介してカソード側拡散層１２２およびアノード側拡散層１２４に反応ガスが流入する。

電解質膜１１２は、フッ素系樹脂材料あるいは炭化水素系樹脂材料により形成されたイオン交換膜（例えばナフィオン(登録商標) 膜：ＮＲＥ２１２）であり、湿潤状態において良好なプロトン伝導性を有する。アノード１１６およびカソード１１４は、電極反応を促進する触媒を提供する層であり、例えば白金を担持したカーボンと電解質とを含む材料により形成されている。アノード側拡散層１２４およびカソード側拡散層１２２は、電極反応に用いられる反応ガスを面方向（燃料電池１００の積層方向（図２参照）に略直交する方向）に拡散させる層であり、例えばカーボンクロスやカーボンペーパーにより形成されている。本実施形態では、アノード側拡散層１２４およびカソード側拡散層１２２には、例えばＰＴＦＥ樹脂によって撥水処理が施されている。セパレータ１４０は、ガスを透過しない緻密質であると共に導電性を有する材料、例えば圧縮成型された緻密質カーボン、金属、導電性樹脂により形成されている。

図１および図２では図示を省略しているが、燃料電池１００は、いずれも燃料電池１００を積層方向に貫通するアノードガス供給マニホールドと、アノードガス排出マニホールドと、カソードガス供給マニホールドと、カソードガス排出マニホールドと、を有している。燃料電池１００に対して供給されたアノードガスは、アノードガス供給マニホールドを介して各セルのセパレータ１４０に形成された流路に分配され、アノード側拡散層１２４で拡散され、さらにＭＥＡ１１０のアノード側に供給されてＭＥＡ１１０における電気化学反応に利用される。反応に利用されなかったアノードガスは、アノードガス排出マニホールドを介して外部に排出される。また、燃料電池１００に対して供給されたカソードガスは、カソードガス供給マニホールドを介して各セルのセパレータ１４０に形成された流路に分配され、カソード側拡散層１２２で拡散され、さらにＭＥＡ１１０のカソード側に供給されてＭＥＡ１１０における電気化学反応に利用される。反応に利用されなかったカソードガスは、カソードガス排出マニホールドを介して外部に排出される。なお、燃料電池システム１０は、反応に利用されなかったアノードガスを再循環させる再循環機構を有するとしても良い。

図１に示すように、制御部２０は、カソードガス供給部３０と、冷媒循環部４０と、アノードガス供給部５０との動作を制御する。また、制御部２０は、抵抗値測定部６０が測定した燃料電池１００の電気抵抗値および温度測定部７０が測定した燃料電池１００の温度を信号として受信する。本実施形態では、制御部２０の機能は、コンピュータプログラムに基づいてＣＰＵ（Central Processing Unit）が動作することによって実現される。他の実施形態では、制御部２０の一部または全部の機能は、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）がその回路構成に基づいて動作することによって実現されても良い。

カソードガス供給部３０は、カソードガスの圧力および流量を調整して各単位セル１０５のカソード１１４へとカソードガスを供給する。また、アノードガス供給部５０は、アノードガスの圧力および流量を調整して各単位セル１０５のアノード１１６へとアノードガスを供給する。冷媒循環部４０は、ラジエータ（図示していない）により冷却された冷却水の流量を調整して燃料電池１００に供給する。なお、本実施形態では、燃料電池１００を冷却する冷却媒体として水を用いたが、他の実施形態では、例えば、エチレングリコール等の不凍液、空気などを用いても良い。

抵抗値測定部６０は、例えば、ミリオームハイテスタのような抵抗計であり、燃料電池１００の積層方向に沿った両端に接続することで、燃料電池１００の電気抵抗値を測定することができる。本実施形態では、燃料電池１００の電気抵抗値を測定しているが、他の実施形態では、単位セル１０５の電気抵抗値を測定しても良い。温度測定部７０は、燃料電池１００の温度を測定する温度計であり、循環している冷却水における燃料電池１００の出口の温度を測定している。なお、他の実施形態では、温度を測定する箇所が異なっていても良い。

Ａ−２．電解質膜の歪変化量を判定する条件マップの作成：
燃料電池１００に含まれる電解質膜１１２は、乾燥した状態であると十分な性能が発揮できないため、水分を含んだ湿潤状態であることが望ましい。電解質膜１１２は、含んでいる水分量に応じて体積が変化する、すなわち、歪εが変化する。ここで、電解質膜１１２において、面直方向の厚さと比較すると面方向の広がりが大きいため、本実施形態における歪εは、電解質膜１１２における面方向に沿った面（以降、「積層面」とも呼ぶ）における任意の寸法の変化率である。例えば、積層面における任意の長さＬが長さ（Ｌ＋ΔＬ）に変化した場合、歪εは、ΔＬをＬで除した値（ΔＬ／Ｌ）である。電解質膜１１２は、ある水分量の状態での積層面を基準とすると、基準状態と比較して多くの水分を含んでいる状態（湿潤状態）では面積が大きく（歪εが正の値に）なり、基準状態と比較して水分をあまり含んでいない乾燥した状態（乾燥状態）では面積が小さく（歪εが負の値に）なる。そのため、歪εから電解質膜１１２の相対湿度ＲＨ、または相対湿度ＲＨが１００％の場合における電解質膜１１２に含まれる水分量を知ることができる。ここで、歪εは、抵抗値測定部６０によって測定された電解質膜１１２における単位面積あたりの電気抵抗値Ｒと相関関係にあり、電気抵抗値Ｒは、電解質膜１１２の温度Ｔと相関関係にある。そのため、歪εは、電解質膜１１２における電気抵抗値Ｒおよび温度Ｔによって算出される。電気抵抗値Ｒは、抵抗値測定部６０によって燃料電池１００の電気抵抗値が測定され、測定された電気抵抗値用いて算出される。なお、電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒは、本発明における電解質膜１１２の乾燥度合いに相関する乾燥指標値に相当する。

図３は、電解質膜１１２における電気抵抗値Ｒの推移の一例を示す説明図である。図３には、燃料電池１００の発電停止後に、冷却水によって冷却速度１℃／１分以上で燃料電池１００を所定の時間冷却した後、再度、燃料電池１００を発電（再始動）した場合における再始動時の温度別における電気抵抗値Ｒの実験結果の一例が示されている。なお、再始動時における電解質膜１１２の温度別の電気抵抗値Ｒは同じに設定されている。図３に示すように、燃料電池１００を再始動する場合に、電気抵抗値Ｒは、再始動後の温度が６５℃、５５℃、４５℃の順に高くなっており、再始動時の温度が高いほど、抵抗値が高くなることがわかる。これは、再始動時における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒが同じであっても、再始動時の温度が高いほど、電解質膜１１２が乾燥しやすいためである。そのため、燃料電池１００の発電終了後に再始動する場合には、再始動時における燃料電池１００の温度、再始動時の温度に影響を与える再始動前の発電状態、再始動前における燃料電池１００の冷却条件の違いに応じて、再始動後の電解質膜１１２における乾燥の傾向が異なることがわかる。

図４は、電解質膜１１２における温度Ｔと相対湿度ＲＨと歪εとの関係の一例を示す説明図である。図４には、電解質膜１１２における相対湿度ＲＨが１１０％であり、かつ、予め設定した基準歪ε０を基準とした場合に、温度Ｔごとの歪εと相対湿度ＲＨとの関係が示されている。なお、本実施形態では、相対湿度ＲＨが１１０％になるとは、電解質膜１１２における相対湿度ＲＨが１００％であり、電解質膜１１２に液体として含まれる水分量を水蒸気として換算して、１００％に加えた場合における相対湿度ＲＨである。また、他の実施形態では、予め設定した基準歪ε０の値については種々変形可能である。

図４に示すように、歪εから基準歪ε０を差し引いた歪変化量Δεの絶対値は、基準歪ε０から縦軸方向に沿って離れるほど大きい。具体的には、基準点から下に離れるほど、電解質膜１１２の面積がより小さくなっており（基準点に対して歪変化量Δεはマイナス）、基準点から上に離れるほど、電解質膜１１２の面積がより大きくなっていること（基準点に対して歪変化量Δεはプラス）を示している。電解質膜１１２における温度Ｔが高く、相対湿度ＲＨが低いほど、電解質膜１１２の歪変化量Δεの絶対値が大きくなる。

電解質膜１１２における歪εが算出されると、電解質膜１１２に発生する応力σを算出できる。予め行なわれた電解質膜１１２の試験によって得られた応力−繰り返し回数（Ｓ−Ｎ）曲線と電解質膜１１２に発生する応力σとに基づき、電解質膜１１２に発生する応力σｎごとに当該応力σｎの発生回数を乗じた損傷度Ｒｄ１，Ｒｄ２，・・・，Ｒｄｎを合計して、電解質膜１１２が壊れるまでの寿命を推定することができる。

本実施形態では、燃料電池１００を搭載した車両の試験では、１回の試験サイクルｃｙｌは、予め設定した市街地走行の後、燃料電池１００の発電を所定の時間停止し、所定の温度で燃料電池１００の発電を再開するまでとされている。１回の試験サイクルｃｙｌにおける応力σｎごとの損傷度Ｒｄｎが合計されて、１回の試験サイクルｃｙｌにおける電解質膜１１２の合計の損傷度Ｒｄが算出される。電解質膜１１２の損傷度Ｒｄに基づいて電解質膜１１２の寿命を推定することにより、燃料電池１００を搭載した車両の走行可能距離を推定することができる。

図５は、燃料電池１００の発電時における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒと歪εとの関係の一例を示す説明図である。図５（ａ）には、燃料電池１００を搭載した車両が市街地走行を行なった場合における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒと歪εとの推移の一部が示されている。図５（ｂ）には、車両が市街地走行の後、燃料電池１００の発電を停止し、燃料電池１００の発電を再開する場合における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒと歪εとの推移が示されている。

図６は、燃料電池１００の発電時における電解質膜１１２への損傷度Ｒｄの関係の一例を示す説明図である。図６（ａ）には、市街地走行と市街地走行の後に燃料電池１００を再始動させた場合とにおける損傷度Ｒｄの関係が示されている。図６（ｂ）には、図６（ａ）に示す市街地走行と再始動とにおける損傷度Ｒｄへの影響度が示されている。

本実施形態では、２つの時点における歪εの差である歪変化量Δεが３％を超えるか否かを判断基準としている。図５（ａ）に示す市街地走行における歪εの推移の一部には、歪変化量Δεの３％を超える部分が６箇所存在している。なお、図５（ａ）には、市街地走行における一部の歪εの推移が示されており、図６（ａ）に示すように、１回の試験サイクルｃｙｌにおける市街地走行において、歪変化量Δεを超える回数は２７回であった。また、試験サイクルｃｙｌにおける市街地走行は、温度が６５℃であり、低負荷で乾燥状態が多く、平均時速が１２キロメートルの運転モードである。市街地走行では、１回の試験サイクルｃｙｌにおける合計の損傷度Ｒｄに及ぼす影響度が７６％であった。なお、本実施形態では、歪変化量Δεの判断基準として３％を用いているが、他の実施形態では、異なる数値であっても良い。

一方、図５（ｂ）および図６（ａ）に示すように、燃料電池１００の再始動における歪εの推移において、歪変化量Δεが３％を超えるのは１回であるが、その１回における歪変化量Δεは、１０％を超えている。図６（ａ）に示すように、試験サイクルｃｙｌにおける再始動は、再始動時の温度が６５℃であり、高負荷、短時間で、市街地走行終了後に再始動する運転モードである。再始動では、１回の試験サイクルｃｙｌにおける合計の損傷度Ｒｄに及ぼす影響度が２４％であった。

図５および図６に示すように、試験サイクルｃｙｌにおける再始動では、市街地走行と比較して、短時間であり、３％の歪変化量Δεを超えるのは１回であるにもかかわらず、全体の損傷度Ｒｄへの影響度が２４％と高い。そのため、燃料電池１００の再始動における歪変化量Δεを小さくすることで、電解質膜１１２に対する損傷度Ｒｄを抑制することができる。

図７は、電解質膜１１２の歪変化量Δεを判定する条件マップを示す説明図である。図８は、電解質膜１１２における電気抵抗値Ｒの推移の一例を示す説明図である。図７には、後述する燃料電池１００の制御処理において、燃料電池１００に制御を行なうか否かを判定する条件マップが示されている。制御部２０は、条件マップを用いて、燃料電池１００の発電停止時ｔ０において算出された電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒ０および温度Ｔ０に基づいて電解質膜１１２が条件マップにおいて制御必要領域に属する（制御必要状態）か制御不要領域に属する（制御不要状態）かを判定し、後述する制御処理を行なう。

図８には、電解質膜１１２における再始動時ｔ１の温度Ｔ１と相対湿度ＲＨ１との条件（以降、「再始動条件」とも呼ぶ）をそれぞれ変化させ、燃料電池１００の再始動を行なう場合における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒの推移が示されている。図８（ａ）には、電解質膜１１２の相対湿度ＲＨ１を一定とした場合における温度Ｔ１ごとの電気抵抗値Ｒの推移が示されている。図８（ｂ）には、電解質膜１１２の温度Ｔ１を一定とした場合における相対湿度ＲＨ１ごとの電気抵抗値Ｒの推移が示されている。

図８に示す電気抵抗値Ｒの推移に基づいて再始動後の歪変化量Δεが算出され、再始動条件を変化させて算出された複数の歪変化量Δεに基づいて図７に示す条件マップが作成される。具体的には、燃料電池１００の再始動条件を１０℃および１０％ごとに変化させて再始動後の電気抵抗値Ｒが測定される。歪εが電気抵抗値Ｒおよび温度Ｔと相関関係にあるため、測定された電気抵抗値Ｒに基づいて再始動条件ごとに歪変化量Δεが算出される。なお、本実施形態では、再始動条件を１０℃および１０％ごとに変化させて電気抵抗値Ｒを測定したが、他の実施形態では、異なる再始動条件で電気抵抗値Ｒを測定しても良い。

図７に示す条件マップは、再始動条件ごとの歪変化量Δεが温度Ｔ１と相対湿度ＲＨ１を算出する基である電気抵抗値Ｒ１とに基づいてプロットされ、歪変化量Δεが３％となるプロットを結んで判定線Ｃｕを描画することで作成される。条件マップにおける判定線Ｃｕよりも右上方向は、電解質膜１１２における歪変化量Δεが３％よりも大きく、判定線Ｃｕよりも左下方向は、歪変化量Δεが３％よりも小さくなっている。また、図７に示すように、温度Ｔが最小温度Ｔｍｉｎ以下では、電解質膜１１２における再始動時ｔ１の相対湿度ＲＨ１にあまり関係なく歪変化量Δεが３％以下となるため、判定線Ｃｕにおける温度Ｔの下限を最小温度Ｔｍｉｎに設定している。同様に、電気抵抗値Ｒが最小抵抗値Ｒｍｉｎ以下の場合では、電解質膜１１２における再始動時ｔ１の温度Ｔ１にあまり関係なく歪変化量Δεが３％以下となるため、判定線Ｃｕにおける電気抵抗値Ｒの下限を最小抵抗値Ｒｍｉｎに設定している。なお、本実施形態では、歪変化量Δεを３％として条件マップを作成しているが、他の実施形態では、他の数値であっても良い。また、本実施形態では、最小温度Ｔｍｉｎは、歪変化量Δεが３％であると共に相対湿度ＲＨが１００％となる場合の温度であり、最小抵抗値Ｒｍｉｎは、歪変化量Δεが３％であると共に温度Ｔが３５℃となる場合の電気抵抗値であるが、他の実施形態では、他の数値であっても良い。

Ａ−３．燃料電池の制御処理：
図９は、燃料電池１００の制御処理の流れを示す説明図である。図９に示す制御処理では、燃料電池１００の発電停止時ｔ０における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒ０および温度Ｔ０を算出して、その測定結果が予め設定された条件マップにおいて制御必要状態と判定された場合に、燃料電池１００を冷却する処理である。

燃料電池１００の発電が停止すると、初めに、制御部２０は、発電停止時ｔ０における燃料電池１００の電気抵抗値および温度を測定して、電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒ０および温度Ｔ０を算出する（ステップＳ３１０）。

図１０は、単位セル１０５の積層面におけるカソードガスおよびアノードガスを供給する位置関係の一例を示す説明図である。図１０には、単位セル１０５の面方向におけるカソードガスの供給位置（カソードガスｉｎ）および排出位置（カソードガスｏｕｔ）とアノードガスの供給位置（アノードガスｉｎ）および排出位置（アノードガスｏｕｔ）とが示されている。また、単位セル１０５の部分領域Ｐ１，Ｐ２，Ｐ３，Ｐ４，Ｐ５が示されている。燃料電池１００の発電時における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒの測定結果から、カソードガスを供給する位置に近く、かつ、アノードガスを排出する位置に近い部分領域Ｐ５は、他の部分領域Ｐ１，Ｐ２，Ｐ３，Ｐ４に比較して乾燥しやすい領域（乾燥領域）となる。これは、カソードガスの供給位置付近ではカソードガスがカソードにおける水蒸気を持ち去る量が多く、アノードガスの排出位置付近では反応ガスの電気化学反応による生成水の量が少ないためである。本実施形態では、燃料電池１００における乾燥しやすい部分領域Ｐ５における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒを積層方向に沿って測定しているが、他の実施形態では、異なる部分領域の電気抵抗値Ｒを測定しても良い。

次に、制御部２０は、算出した電気抵抗値Ｒ０および温度Ｔ０が条件マップにおける制御必要状態に該当するか否かの判定を行なう（図９のステップＳ３２０）。

図１１は、電解質膜１１２が制御必要状態であるか否かを判定する条件マップの概略を示す説明図である。発電停止時ｔ０における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒ０および温度Ｔ０を条件マップにプロットした場合に、歪変化量Δεが３％よりも大きい領域、すなわち、図１１に示す判定線Ｃｕよりも右上の領域（制御必要領域）に属すると、制御部２０は、電解質膜１１２が制御必要状態であると判定する。図１１に示すように、制御部２０は、電気抵抗値Ｒ０および温度Ｔ０が制御必要状態であると判定した場合に（ステップＳ３２０：ＹＥＳ）、条件マップに基づいて燃料電池１００を冷却して温度Ｔを下げる目標である目標温度Ｔａを決定する（ステップＳ３３０）。制御部２０は、電解質膜１１２の冷却を行なった場合に、冷却後の電気抵抗値Ｒが電気抵抗値Ｒ０から変化しないと仮定して、判定線Ｃｕ上の目標温度Ｔａを設定する。なお、本実施形態では、冷却後の電気抵抗値Ｒが変化しないと仮定して目標温度Ｔａを設定したが、他の実施形態では、電気抵抗値Ｒの変化も加味して目標温度Ｔａを設定しても良い。

次に、制御部２０は、燃料電池１００をより冷却するために循環させる冷却水の流量を増加させる（ステップＳ３４０）。燃料電池１００の発電時に冷却水が流れているため、ステップＳ３４０では、制御部２０は、発電を停止する前に流れていた冷却水の流量と比較して循環する冷却水の流量を増加させる。

次に、制御部２０は、燃料電池１００における電解質膜１１２の温度Ｔが目標温度Ｔａ以下であるかを判定する（ステップＳ３５０）。温度Ｔが目標温度Ｔａ以下になっていない場合には（ステップＳ３５０：ＮＯ）、制御部２０は、引き続き冷却水の流量を増加させた状態で循環させる。温度Ｔが目標温度Ｔａ以下になった場合には（ステップＳ３５０：ＹＥＳ）、制御部２０は、冷却水の循環を停止させて（ステップＳ３６０）、燃料電池１００の制御処理を終了する。

ステップＳ３２０において、電解質膜１１２が制御不要状態と判定された場合には（ステップＳ３２０：ＮＯ）、燃料電池１００の再始動時ｔ１に歪変化量Δεが３％を超えないので、発電停止後に冷却水を循環させる必要がない。そのため、制御部２０は、冷却水の循環を停止させて（ステップＳ３６０）、燃料電池１００の制御処理を終了する。

以上説明したように、本実施形態における燃料電池１００の制御方法では、燃料電池１００の発電が停止した間における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒ０と温度Ｔ０とを算出し、電解質膜１１２において算出される電気抵抗値Ｒは、電解質膜１１２に含まれる水分量に相関している。また、電気抵抗値Ｒ０と温度Ｔ０とが予め設定された条件マップにおいて制御必要状態に該当するか否かが判定され、電解質膜１１２が制御必要状態であると判定された場合には、制御不要状態になるまで電解質膜１１２が冷却される。そのため、本実施形態では、燃料電池１００の発電停止後に再始動する場合に、燃料電池１００の発電停止中に電解質膜１１２を冷却するので、再始動後に電解質膜１１２の乾燥を抑制することができ、電解質膜１１２に対する損傷度Ｒｄを少なくして、燃料電池１００の耐久性を向上させることができる。また、本実施形態では、電解質膜１１２における温度Ｔ０および電気抵抗値Ｒ０が予め設定された条件マップに基づいて電解質膜１１２が制御必要状態であるかの判定が行なわれ、制御必要状態である場合には制御不要状態になるまで電解質膜１１２が冷却される。よって、本実施形態では、電解質膜１１２の温度や水分量等の物性値に応じて電解質膜１１２を適切に冷却することができる。また、電解質膜１１２における電気抵抗値Ｒおよび温度Ｔによって、電解質膜１１２の状態を精度良く検出することができる。

また、本実施形態における１００の制御方法では、電解質膜１１２における電気抵抗値Ｒは、電解質膜１１２に含まれる水分量に相関し、電解質膜１１２の制御が必要である条件は、積層面における電解質膜１１２の歪変化量Δεが所定値の３％よりも大きくなる場合である。そのため、本実施形態では、電解質膜１１２の積層面における歪変化量Δεが３％である場合を基準として燃料電池１００の制御を行なえるため、燃料電池１００を適切に冷却し、燃料電池１００の停止後の再始動における電解質膜１１２への損傷度Ｒｄを抑制することができる。

また、本実施形態における燃料電池１００の制御方法では、条件マップの判定線Ｃｕにおける電気抵抗値Ｒのうち最小抵抗値Ｒｍｉｎは、電解質膜１１２の温度Ｔが３５℃となる場合の電気抵抗値である。また、条件マップの判定線Ｃｕにおける温度Ｔのうち最小温度Ｔｍｉｎは、電解質膜１１２の相対湿度ＲＨが１００％となる場合の温度である。本実施形態では、温度Ｔが３５℃の場合、温度Ｔの変化による歪変化量Δεの変化が小さい。また、相対湿度ＲＨが１００％、すなわち、電解質膜１１２に液体として含まれる水分量が存在する場合、相対湿度ＲＨの変化による歪変化量Δεの変化が小さい。そのため、温度Ｔが３５℃よりも小さい場合および相対湿度ＲＨが１００％の場合には、電気抵抗値Ｒと歪変化量Δεとの関係を示すデータがなくても、判定線Ｃｕが描画され、より少ないデータで条件マップが簡便に作成される。

また、本実施形態における燃料電池１００の制御方法では、燃料電池１００の発電停止時ｔ０における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒ０と温度Ｔ０とを算出しているため、発電停止から時間が経過した後と比較して、発電停止時ｔ０から早い段階で電解質膜１１２を冷却することができる。

また、本実施形態における燃料電池１００の制御方法では、電解質膜１１２が制御必要状態であると判定された場合には、条件マップに基づいて決定された目標温度Ｔａ以下になるまで電解質膜１１２が冷却される。そのため、本実施形態では、電解質膜１１２が制御必要状態であるかの判定が行なわれ、電解質膜１１２を目標温度Ｔａまで冷却されるので、電解質膜１１２の温度や水分量等の物性値に応じて電解質膜１１２を適切に冷却することができる。

Ｂ．第２実施形態：
図１２は、第２実施形態における燃料電池１００の制御処理の流れを示す説明図である。図１２に示す制御処理では、第１実施形態における燃料電池１００の発電停止時ｔ０から電解質膜１１２を冷却する制御処理と異なり、再始動時ｔ１の後、さらに電解質膜１１２の乾燥を抑制する湿潤制御処理を行なう。なお、第２実施形態では、電解質膜１１２の乾燥を抑制する制御、または、電解質膜１１２に含まれる水分量を増やして電解質膜１１２を湿潤にする制御を湿潤制御と呼ぶ。

初めに、燃料電池１００の再始動では、制御部２０は、燃料電池１００の発電を再開せずに、再始動時ｔ１における燃料電池１００の温度を測定して、電解質膜１１２の温度Ｔ１を算出し（ステップＳ４１０）、記憶していた電解質膜１１２の発電停止時ｔ０における電気抵抗値Ｒ０および温度Ｔ０と条件マップとを参照する（ステップＳ４２０）。次に、温度Ｔ１が発電停止時ｔ０における目標温度Ｔａ（図１１）よりも大きいか否かを判定する（ステップＳ４３０）。なお、温度Ｔ１は、本発明における開始時温度に相当し、発電停止時ｔ０における電気抵抗値Ｒ０と再始動時ｔ１における温度Ｔ１とは、本発明の第１の判定工程における判定の基となる乾燥指標値と温度指標値とに相当する。

図１３は、電解質膜１１２が制御必要状態であるか否かを判定する条件マップの概略を示す説明図である。図１３に示すように、温度Ｔ１が目標温度Ｔａよりも高い場合に（図１２のステップＳ４３０：ＮＯ）、制御部２０は、燃料電池１００に冷却水を循環させて、燃料電池１００を冷却し、燃料電池１００の温度Ｔ１’を測定する（ステップＳ４４０）。

次に、燃料電池１００の温度Ｔが冷却水によって温度Ｔ１’まで冷却された場合に、制御部２０は、温度Ｔ１’が目標温度Ｔａよりも高いか否か、すなわち、燃料電池１００が制御必要状態であるか否かを判定する（ステップＳ４５０）。温度Ｔ１’が目標温度Ｔａよりも高い場合に（ステップＳ４５０：ＮＯ）、制御部２０は、ステップＳ４４０からステップＳ４５０までにおける温度Ｔ１から温度Ｔ１’への冷却速度と条件マップとに基づき、電解質膜１１２の湿潤制御において、目標となる目標温度Ｔｂおよび目標抵抗値Ｒｂ（図１３）を決定する（ステップＳ４６０）。図１３に示すように、湿潤制御では、電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒが低下するため、目標温度Ｔｂは目標温度Ｔａよりも高い温度となり、燃料電池１００に冷却制御のみを行なう場合に比べて早期に電解質膜１１２を制御不要領域に属する（制御不要状態になる）ように制御することができる。

次に、制御部２０は、燃料電池１００の発電を開始して、電解質膜１１２の湿潤制御を開始する（ステップＳ４７０）。第２実施形態では、電解質膜１１２のカソード１１４における乾燥を抑制するために、制御部２０は、燃料電池１００をアイドル状態や通常運転の前に、燃料電池１００を発電しながらカソード１１４に供給するカソードガスの流量を低下させる。カソード１１４に供給するカソードガスが少なくなることで、カソードガスがカソード１１４から持ち出す水分量が少なくなるため、電解質膜１１２における乾燥を抑制することができる。また、燃料電池１００の発電によって、水が生成されるため、電解質膜１１２を湿潤な状態にすることができる。

次に、制御部２０は、温度Ｔが目標温度Ｔｂ以下、かつ、電気抵抗値Ｒが目標抵抗値Ｒｂ以下であるか否かを判定する（ステップＳ４８０）。ステップＳ４８０において、温度Ｔが目標温度Ｔｂよりも大きい、または、電気抵抗値Ｒが目標抵抗値Ｒｂよりも大きい場合には（ステップＳ４８０：ＮＯ）、制御部２０は、引き続き湿潤制御を行なう。ステップＳ４８０において、温度Ｔが目標温度Ｔｂ以下、かつ、電気抵抗値Ｒが目標抵抗値Ｒｂ以下である場合に（ステップＳ４８０：ＹＥＳ）、制御部２０は、燃料電池１００の通常運転を開始する（ステップＳ４９０）。

ステップＳ４３０において、温度Ｔ１が目標温度Ｔａ以下の場合（ステップＳ４３０：ＹＥＳ）、および、ステップＳ４５０において、温度Ｔ１’が目標温度Ｔａ以下の場合には（ステップＳ４５０：ＹＥＳ）、燃料電池１００の再始動時ｔ１に歪変化量Δεが３％を超えないので、冷却水を循環させる必要および湿潤制御を行なう必要がない。そのため、制御部２０は、燃料電池１００の通常運転を開始し（ステップＳ４９０）、燃料電池１００の制御処理を終了する。

以上説明したように、第２実施形態における燃料電池１００の制御方法では、燃料電池１００を再始動すると、再始動時ｔ１における温度Ｔ１が測定され、温度Ｔ１が電解質膜１１２の発電停止時ｔ０に決定された目標温度Ｔａよりも大きいか否かが判定される。温度Ｔ１が目標温度Ｔａよりも高い場合には、燃料電池１００の通常運転を開始する前に冷却水の循環が行なわれて燃料電池１００が冷却され、燃料電池１００の温度Ｔ１’が測定される。温度Ｔ１’が目標温度Ｔａよりも高い場合、すなわち、燃料電池１００をさらに冷却する必要があると判定された場合、電解質膜１１２の湿潤制御が行なわれる。そのため、第２実施形態では、燃料電池１００の発電停止後に再始動する場合に、電解質膜１１２を目標温度Ｔａまで冷却できていないと、さらに、湿潤制御を行なう。これによって、再始動後の電解質膜１１２の乾燥を抑制し、電解質膜１１２に対する損傷度Ｒｄを少なくして、燃料電池１００の耐久性を向上させることができる。また、燃料電池１００を早期に制御不要状態にでき、通常運転を迅速に行なえる状態にできる。

また、第２実施形態における燃料電池１００の制御方法では、電解質膜１１２における温度Ｔおよび電気抵抗値Ｒが、燃料電池１００の冷却速度と条件マップとに基づいて決定された目標温度Ｔｂ以下および目標抵抗値Ｒｂ以下になるまで、電解質膜１１２の湿潤制御が行なわれる。そのため、第２実施形態では、燃料電池１００の冷却速度を考慮に入れて湿潤制御を行ない、迅速に燃料電池１００が制御不要状態になるように目標値を決定するので、効率良く燃料電池１００を発電時に損傷度Ｒｄが少ない状態にすることができる。

また、第２実施形態における燃料電池１００の制御方法では、湿潤制御において、燃料電池１００を発電しながら、電解質膜１１２の一方の側に配置されたカソード１１４に供給されるカソードガスの流量を少なくする。そのため、カソードガスがカソード１１４から持ち出す水分量が少なくなり、電解質膜１１２における乾燥を抑制することができ、燃料電池１００の発電によって水が生成するので、電解質膜１１２を湿潤な状態にすることができる。

Ｃ．変形例：
なお、この発明は上記の実施例や実施形態に限られるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲において種々の態様において実施することが可能であり、例えば次のような変形も可能である。

Ｃ１．変形例１：
上記実施形態では、電解質膜１１２の乾燥度合いに相関する乾燥指標値として、電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒが算出されて燃料電池１００の制御が行なわれたが、測定される乾燥指標値はこれに限られず種々変形可能である。例えば、電解質膜１１２における湿度が直接湿度計によって測られることで乾燥指標値が特定されても良い。また、電解質膜１１２の温度Ｔに相関する温度指標値として、温度計によって電解質膜１１２の温度Ｔが測定されて燃料電池１００の制御が行なわれたが、測定される温度指標値はこれに限られず種々変形可能である。例えば、熱伝対によって燃料電池１００における冷却水の出口の温度を電気抵抗値として測定して、条件マップを作成して燃料電池１００の制御が行なわれても良い。

上記実施形態では、燃料電池１００の発電停止時ｔ０における温度Ｔ０および電気抵抗値Ｒ０を測定して冷却制御を行なったが、燃料電池１００の発電が停止している間において測定される温度Ｔおよび電気抵抗値Ｒは、これに限られず種々変形可能である。例えば、燃料電池１００の発電停止時ｔ０に前後して温度Ｔおよび電気抵抗値Ｒが測定されて、発電停止時ｔ０における温度Ｔおよび電気抵抗値Ｒが特定されても良いし、発電停止時ｔ０の後に測定された温度Ｔおよび電気抵抗値Ｒに基づいて制御必要状態か否かの判定が行なわれても良い。

上記実施形態では、条件マップの判定線Ｃｕにおいて、最小温度Ｔｍｉｎを電解質膜１１２の歪変化量Δεが３％であると共に相対湿度ＲＨが１００％となる場合の温度としたが、最小温度Ｔｍｉｎはこれに限られず、種々変形可能である。最小温度Ｔｍｉｎは、得られた実験結果から相対湿度ＲＨ１００％以上であり、相対湿度ＲＨが１００％以上で電解質膜１１２に液体として含まれる水分量を水蒸気として換算して加えた場合に相対湿度ＲＨが１１０％以下である場合の温度が好ましい。

また、条件マップの判定線Ｃｕにおいて、最小抵抗値Ｒｍｉｎを電解質膜１１２の歪変化量Δεが３％であると共に温度Ｔが３５℃となる場合の電気抵抗値としたが、最小抵抗値Ｒｍｉｎはこれに限られず、種々変形可能である。最小抵抗値Ｒｍｉｎは、得られた実験結果から２５℃以上であり、４５℃以下である場合の電気抵抗値が好ましい。

上記実施形態では、歪変化量Δεの判断基準として３％を採用しているが、歪変化量Δεの値についてはこれに限られず、種々変形可能である。例えば、燃料電池１００を搭載している車両において、再始動時の電解質膜１１２における温度Ｔが上昇しやすい場合には、歪変化量Δεを３％よりも小さい２％を設定して判断基準としても良いし、逆の場合においては歪変化量Δεを３％よりも大きい５％等を設定して判断基準としても良い。

Ｃ２．変形例２：
上記第２実施形態では、図１２のステップＳ４２０ないしステップＳ４５０において、制御部２０は、発電停止時ｔ０における電気抵抗値Ｒ０および温度Ｔ０に基づいて電解質膜１１２の湿潤制御を行なっているが、湿潤制御を行なうか否かの基となる判定は発電停止時ｔ０のときに限定されず、種々変形可能である。例えば、発電停止時ｔ０における電気抵抗値Ｒ０および温度Ｔ０を測定または算出せずに、再始動時ｔ１に測定した電気抵抗値Ｒ１および温度Ｔ１に基づいて図１３に示す条件マップにおける制御必要状態に該当するか否かを判定しても良い。

Ｃ３．変形例３：
上記第１実施形態では、制御部２０は、燃料電池１００の発電停止時ｔ０における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒ０および温度Ｔ０を算出し、測定結果と条件マップとに基づいて燃料電池１００を冷却する目標温度Ｔａを決定しているが、電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒおよび温度Ｔが複数測定されて目標温度Ｔａを決定し直されても良い。例えば、発電停止時ｔ０から一定時間ごとに電解質膜１１２における電気抵抗値Ｒおよび温度Ｔを測定して、最新の測定結果に基づいて目標温度Ｔａを決定し直されても良い。この変形例では、燃料電池１００を冷却している間にも、電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒおよび温度Ｔを測定して、その都度、目標温度Ｔａを変更するため、燃料電池１００の冷却状態に応じて最短で条件マップにおける制御不要状態まで冷却することができる。

また、上記第２実施例では、燃料電池１００が冷却水によって温度Ｔ１’まで冷却された場合に、制御部２０は、温度Ｔ１’が再始動時ｔ１における温度Ｔ１よりも高いか否かによって燃料電池１００の湿潤制御における目標温度Ｔｂおよび目標抵抗値Ｒｂを決定している。しかし、温度Ｔ１’と温度Ｔ１’が測定された時点における電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒが算出され、最新の算出結果に基づいて目標温度Ｔｂおよび目標抵抗値Ｒｂが決定し直されても良い。この変形例では、燃料電池１００の湿潤制御を行なっている場合にも、電解質膜１１２の電気抵抗値Ｒおよび温度Ｔを測定して、その都度、目標抵抗値Ｒｂおよび目標温度Ｔｂを変更するため、燃料電池１００の状態に応じて最短で条件マップにおいて電解質膜１１２が制御不要状態になるように制御することができる。

Ｃ４．変形例４：
上記第２実施形態では、図１２のステップＳ４７０に示す湿潤制御において、燃料電池１００の通常運転前に、供給するカソードガスの流量を低下させているが、電解質膜１１２における乾燥を抑制する制御は種々変形可能である。例えば、湿潤制御中において、燃料電池１００の通常運転を開始する場合に、燃料電池１００の発電を行ない、カソード１１４に供給するカソードガスの圧力を増加させても良い。この変形例では、燃料電池１００の発電時に、カソードガスの圧力が高いので、アノードガスとの水を生成する電気化学反応が促進されて、電解質膜１１２における水分量を増やすことができ、迅速に電解質膜１１２における乾燥を抑制することができる。

また、湿潤制御において、燃料電池１００の発電を行ない、カソード１１４に供給されるカソードガスとアノード１１６に供給されるアノードガスとのうち少なくとも一方のガスの温度を低下させても良い。この変形例では、電解質膜１１２に供給されるガスの温度が低いため、燃料電池１００に循環させている冷却水とは別に、供給されるガスの温度によって電解質膜１１２を冷却することができる。また、反応ガスの温度低下に伴い、飽和蒸気圧が下がり、反応ガスの水分の持ち去り量が減少するため、電解質膜１１２の乾燥を抑制することができる。

また、湿潤制御中において、燃料電池１００の通常運転前に、燃料電池１００を発電させて負荷を増やすことで発電量を増加させ、カソード１１４に供給されるカソードガスとアノード１１６に供給されるアノードガスとの電気化学反応による水の生成を促進させても良い。この変形例では、電解質膜１１２において生成される水分量を増やすことができ、迅速に電解質膜１１２における乾燥を抑制することができる。

また、湿潤制御において、燃料電池１００の通常運転前に、燃料電池１００を発電させる場合に、アノード１１６に供給されるアノードガスの圧力を低下させても良い。この変形例では、アノード１１６の圧力が下がるために、カソード１１４からアノード１１６への生成水の移動を抑制することができ、迅速に電解質膜１１２における乾燥を抑制することができる。

本発明は、上述の実施形態や実施例、変形例に限られるものではなく、その趣旨を逸脱しない範囲において種々の構成で実現することができる。例えば、発明の概要の欄に記載した各形態中の技術的特徴に対応する実施形態、実施例、変形例中の技術的特徴は、上述の課題の一部または全部を解決するために、あるいは、上述の効果の一部または全部を達成するために、適宜、差し替えや、組み合わせを行なうことが可能である。また、その技術的特徴が本明細書中に必須なものとして説明されていなければ、適宜、削除することが可能である。

１０…燃料電池システム
２０…制御部
３０…カソードガス供給部
４０…冷媒循環部
５０…アノードガス供給部
６０…抵抗値測定部
７０…温度測定部
１００…燃料電池
１０５…単位セル
１１０…ＭＥＡ
１１２…電解質膜
１１４…カソード
１１６…アノード
１２２…カソード側拡散層
１２４…アノード側拡散層
１４０…セパレータ
Ｒ…電解質膜の電気抵抗値
Ｔ…電解質膜の温度
ε…電解質膜の歪
ε０…基準歪
Δε…歪変化量
Ｔｍｉｎ…最小温度
Ｒｍｉｎ…最小抵抗値
ＲＨ…電解質膜の相対湿度
ｔ…時間
ｔ０…発電停止時
Ｒ０…発電停止時の電気抵抗値
Ｔ０…発電停止時の温度
ｔ１…再始動時
Ｔ１…再始動時の温度
Ｒ１…再始動時の電気抵抗値
Ｐ１…部分領域
Ｐ２…部分領域
Ｐ３…部分領域
Ｐ４…部分領域
Ｐ５…部分領域
Ｔａ…目標温度
Ｔｂ…目標温度
Ｒｂ…目標抵抗値
Ｒｄ…電解質膜の損傷度
Ｃｕ…判定線
ｃｙｌ…試験サイクル

Claims (17)

1. 両面に触媒層が形成された電解質膜を含む燃料電池の制御方法であって、
   前記燃料電池の発電が停止している間における前記電解質膜の乾燥度合いに相関する乾燥指標値と前記電解質膜の温度に相関する温度指標値とを特定する工程と、
   前記停止している間における前記乾燥指標値と前記温度指標値とが予め設定された前記乾燥指標値と前記温度指標値との条件に該当するか否かを判定する第１の判定工程と、
   前記第１の判定工程において前記条件に該当すると判定された場合に、前記電解質膜における前記乾燥指標値と前記温度指標値とが前記条件に該当しなくなるまで前記電解質膜を冷却する工程と、を備える、制御方法。
2. 請求項１に記載の制御方法であって、
   前記乾燥指標値は、電気抵抗値であり、
   前記温度指標値は、温度であり、
   前記条件は、前記電解質膜と前記触媒層とが積層される方向に略垂直な面方向に沿った前記電解質膜における歪変化率が所定値よりも大きい場合である、制御方法。
3. 請求項２に記載の制御方法であって、
   前記所定値は、３パーセントである、制御方法。
4. 請求項２または請求項３に記載の制御方法であって、
   前記条件における電気抵抗値のうち最小となる最小抵抗値は、前記電解質膜の温度が摂氏２５度から摂氏４５度の間のときの電気抵抗値である、制御方法。
5. 請求項２から請求項４までのいずれか一項に記載の制御方法であって、
   前記条件における温度のうち最小となる最小温度は、前記電解質膜に含まれる水分全てを水蒸気として換算した場合に、前記水蒸気の分圧を飽和水蒸気圧で除した割合が１００パーセント以上１１０％以下であるときの温度である、制御方法。
6. 請求項２から請求項５までのいずれか一項に記載の制御方法であって、
   前記冷却する工程は、前記条件に基づいて決定される第１の目標温度以下になるまで前記電解質膜を冷却する工程である、制御方法。
7. 請求項６に記載の制御方法であって、
   前記特定する工程は、前記発電を開始する場合において、前記開始の時点における前記電解質膜の温度である開始時温度を特定する工程を含み、
   前記第１の判定工程は、前記開始時温度が前記第１の目標温度よりも高いか否かを判定する工程を含み、
   前記冷却する工程は、前記第１の判定工程において前記開始時温度が前記第１の目標温度よりも高いと判定された場合に、前記発電を開始する前に前記電解質膜を冷却する冷却水の流量を増加させる工程を含み、
   前記制御方法は、さらに、
   前記流量を増加させた後に、前記電解質膜における電気抵抗値と温度とを測定する工程と、
   測定した前記電解質膜の電気抵抗値および温度が前記条件に該当するか否かを判定する第２の判定工程と、
   前記第２の判定工程において前記条件に該当すると判定された場合に、前記電解質膜における相対湿度の低下を抑制する工程と、を備える、制御方法。
8. 請求項７に記載の燃料電池の制御方法であって、
   前記抑制する工程は、前記冷却の冷却速度と前記条件とに基づいて決定される目標抵抗値以下、かつ、第２の目標温度以下になるまで前記相対湿度の低下を抑制する工程である、制御方法。
9. 請求項８に記載の制御方法であって、
   前記測定する工程は、一定時間ごとに前記電解質膜における電気抵抗値と温度とを測定する工程であり、
   前記抑制する工程は、測定した最新の前記電解質膜における電気抵抗値と温度とに基づいて前記目標抵抗値と前記第２の目標温度とを決定し直す工程を含む、制御方法。
10. 請求項７から請求項９までのいずれか一項に記載の制御方法であって、
    前記抑制する工程は、前記発電を行なう場合に、前記電解質膜における一方の面であるカソード側の面に供給される酸化剤ガスの流量を少なくする工程である、制御方法。
11. 請求項７から請求項１０までのいずれか一項に記載の制御方法であって、
    前記抑制する工程は、前記発電を行なう場合に、前記電解質膜における一方の面であるカソード側の面に供給される酸化剤ガスの圧力を増加させる工程である、制御方法。
12. 請求項７から請求項１１までのいずれか一項に記載の制御方法であって、
    前記抑制する工程は、前記発電を行なう場合に、前記電解質膜における一方の面であるカソード側の面に供給される酸化剤ガスの温度と前記電解質膜におけるもう一方の面であるアノード側の面に供給される燃料ガスの温度とのうち少なくとも一方の温度を低下させる工程である、制御方法。
13. 請求項７から請求項１２までのいずれか一項に記載の制御方法であって、
    前記抑制する工程は、前記発電を行なう場合に、前記発電の量を増加させて、前記電解質膜の一方の面であるカソード側の面に供給される酸化剤ガスと前記電解質膜のもう一方の面であるアノード側の面に供給される燃料ガスとの電気化学反応による水の生成を促進させる工程である、制御方法。
14. 請求項７から請求項１３までのいずれか一項に記載の制御方法であって、
    前記抑制する工程は、前記発電を行なう場合に、前記電解質膜における一方の面であるアノード側の面に供給される燃料ガスの圧力を低下させる工程である、制御方法。
15. 請求項６から請求項１４までのいずれか一項に記載の制御方法であって、
    前記特定する工程は、一定時間ごとに前記電解質膜における電気抵抗値と温度とを特定する工程を含み、
    前記冷却する工程は、特定した最新の前記電解質膜における電気抵抗値と温度とに基づいて前記第１の目標温度を決定し直す工程を含む、制御方法。
16. 請求項１から請求項１５までのいずれか一項に記載の制御方法であって、
    前記特定する工程は、前記発電が停止した時点における前記乾燥指標値と前記温度指標値とを特定する工程である、制御方法。
17. 両面に触媒層が形成された電解質膜を含む燃料電池を有する燃料電池システムであって、
    前記燃料電池の発電が停止している間における前記電解質膜の乾燥度合いに相関する乾燥指標値と前記電解質膜の温度に相関する温度指標値とを特定する特定部と、
    前記停止している間における前記乾燥指標値と前記温度指標値とが予め設定された前記乾燥指標値と前記温度指標値との条件に該当するか否かを判定する判定部と、
    前記判定において前記条件に該当すると判定された場合に、前記電解質膜における前記乾燥指標値と前記温度指標値とが前記条件に該当しなくなるまで前記電解質膜を冷却する冷却部と、を備える、燃料電池システム。

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