JP2015185338A - 燃料電池システム、方法 - Google Patents

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Abstract

【課題】燃料電池システムが通常備えている装置を用いて燃料電池の乾燥状態を推定する技術を提供する。
【解決手段】この燃料電池システムは、燃料電池を冷却する媒体の温度を測定するセンサと、単位時間あたりの、燃料電池の負荷変動回数を取得する取得部と、前記温度と、前記負荷変動回数とを含む情報に基づいて、前記燃料電池の乾燥状態を推定することができる推定部と、を含む。
【選択図】図１

Description

本発明は、燃料電池システムに関する。
従来、燃料電池の各種状態（内部含水量、電流密度など）を診断する燃料電池システムが知られている（例えば、特許文献１）。
特許文献１の技術は、燃料電池のセルにおける少なくとも２箇所を流れる電流の差を検出し、検出値に応じて燃料電池の乾燥状態を判断する技術である。
特開２０１３−１１８１４０号公報 特開２０１２−１６９１５０号公報
しかし、特許文献１の技術では、電池セルにおける少なくとも２箇所の電流値を測定する部品が必要であるため、燃料電池の製造コストが向上するという課題があった。そのほか、従来の燃料電池システムにおいては、構成の簡素化、省資源化、製造の容易化、使い勝手の向上などが望まれていた。
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。
（１）本発明の一形態によれば、燃料電池システムが提供される。この燃料電池システムは、燃料電池を冷却する媒体の温度を測定するセンサと、単位時間あたりの、燃料電池の負荷変動回数を取得する取得部と、前記温度と、前記負荷変動回数とを含む情報に基づいて、前記燃料電池の乾燥状態を推定することができる推定部と、を含む。この形態の燃料電池システムによれば、燃料電池システムが通常備えている装置を用いて燃料電池の乾燥状態を推定できる。
（２）上記形態の燃料電池システムにおいて、さらに、前記燃料電池が乾燥状態と推定された場合に、乾燥状態を改善する改善部、を備えてもよい。この形態の燃料電池システムによれば、燃料電池システムが通常備えている装置を用いて燃料電池の乾燥状態を改善できる。
（３）上記形態の燃料電池システムにおいて、前記推定部は、前記温度が閾値より下の場合に、前記燃料電池の乾燥状態を推定せず、前記温度が前記閾値以上の場合に、前記燃料電池の乾燥状態を推定するとしてもよい。この形態の燃料電池システムによれば、推定部は、温度が閾値を下回る場合は推定を行なわない。このため、この形態の燃料電池システムによれば、処理を簡素化できる。
（４）本発明の他の形態によれば、燃料電池の乾燥状態を推定する方法が提供される。この方法は、燃料電池を冷却する媒体の温度を測定する工程と、単位時間あたりの、燃料電池の負荷変動回数を取得する工程と、前記温度と、前記負荷変動回数とを含む情報に基づいて、前記燃料電池の乾燥状態を推定する工程と、を含む。この形態の方法によれば、燃料電池システムが通常備えている装置を用いて燃料電池の乾燥状態を推定できる。
（５）本発明の他の形態によれば、燃料電池の乾燥状態を改善する方法が提供される。この方法は、上記方法を実行する工程と、前記燃料電池が乾燥状態と推定された場合に、乾燥状態を改善する工程と、を備える。この形態の方法によれば、燃料電池システムが通常備えている装置を用いて燃料電池の乾燥状態を改善できる。
本発明は、種々の形態で実現することが可能であり、例えば、燃料電池システムの製造方法、またはその製造方法を実現するためのコンピュータプログラム、そのコンピュータプログラムを記録した記録媒体等の形態で実現することができる。
本発明の一実施形態としての燃料電池システム１００の構成を示す概略図。 燃料電池システム１００の電気的構成を示す概略図。 セル電圧と冷媒温度との関係を示す図。 セルの位置と電流密度との関係を示す図。 第１実施形態における燃料電池システム１００の制御処理の流れを示す説明図。 負荷変動回数と冷媒の温度との関係を示す図。 乾燥状態の検知と乾燥抑制制御を説明するための図。 乾燥状態の検知と乾燥抑制制御を説明するための図。
Ａ．第１実施形態：
Ａ１．燃料電池システム１００の構成：
図１は、本発明の一実施形態としての燃料電池システム１００の構成を示す概略図である。本実施形態において、燃料電池システム１００は車両に搭載されている。燃料電池システム１００は、車両の運転者からの要求に応じて、車両の動力源となる電力を出力する。
燃料電池システム１００は、燃料電池１０と、制御部２０と、カソードガス供給系３０と、カソードガス排出系４０と、アノードガス供給系５０と、アノードガス排出系６０と、冷媒循環系７０とを備える。
燃料電池１０は、アノードガスとしての水素とカソードガスとしての空気の供給を受けて発電する固体高分子形燃料電池である。以下、アノードガスとカソードガスとをまとめて「反応ガス」とも呼ぶ。燃料電池１０は、複数の単セル１１が積層されたスタック構造を有する。本実施形態において、燃料電池１０は、いわゆるカウンターフロー型の燃料電池であり、アノードガスとカソードガスが対抗して逆向きに流れる。なお、燃料電池１０には、反応ガスや冷媒のためのマニホールドが積層方向に沿った貫通孔として形成されるが、図示は省略する。
単セル１１は、膜電極接合体５と、膜電極接合体５を狭持して反応ガスや冷媒の流路を形成するとともに、集電板としても機能する板状基材である２枚のセパレータ（図示せず）とを有する。膜電極接合体５は、電解質膜１と、電解質膜１の両面に配置された電極２，３とを有している。電解質膜１は、湿潤状態のときに良好なプロトン伝導性を示す固体高分子薄膜である。本実施形態では、電解質膜１は、イオン交換基としてスルホン酸基（−ＳＯ3Ｈ）を有している。
電極２，３は、いわゆる触媒インクを塗布することによって膜として形成される。ここで、「触媒インク」とは、発電反応を促進させるための触媒が担持された導電性粒子と、電解質膜１を構成するアイオノマーと同種又は類似のアイオノマーと、を分散させた分散液を意味する。本実施形態において、触媒は白金（Ｐｔ）を採用し、導電性粒子はカーボン（Ｃ）粒子を採用する。
制御部２０は、中央処理装置と主記憶装置とを備えるマイクロコンピュータによって構成される。制御部２０は、以下に説明するカソードガス供給系３０と、カソードガス排出系４０と、アノードガス供給系５０と、アノードガス排出系６０と、冷媒循環系７０とを制御して、システムに対する外部からの出力要求に応じた電力を燃料電池１０に発電させる。
カソードガス供給系３０は、カソードガス配管３１と、エアフロメータ３２と、開閉弁３３と、エアコンプレッサ３４と、圧力計測部３５とを備える。カソードガス配管３１は、燃料電池１０のカソード側の供給用マニホールドに接続された配管である。エアコンプレッサ３４は、カソードガス配管３１を介して燃料電池１０と接続されている。エアコンプレッサ３４は、外気を取り込んで圧縮した空気を、カソードガスとして燃料電池１０に供給する。
エアフロメータ３２は、エアコンプレッサ３４の上流側において、エアコンプレッサ３４が取り込む外気の量を計測し、制御部２０に送信する。制御部２０は、この計測値に基づいて、エアコンプレッサ３４を駆動することにより、燃料電池１０に対する空気の供給量を制御する。
開閉弁３３は、エアコンプレッサ３４と燃料電池１０との間に設けられている。開閉弁３３は、通常、閉じた状態であり、エアコンプレッサ３４から所定の圧力を有する空気がカソードガス配管３１に供給されたときに開く。圧力計測部３５は、燃料電池１０のカソード側の供給用マニホールドの入口近傍における空気の圧力を計測し、制御部２０に出力する。
カソードガス排出系４０は、カソード排ガス配管４１と、調圧弁４３と、圧力計測部４４とを備える。カソード排ガス配管４１は、燃料電池１０のカソード側の排出用マニホールドに接続された配管である。カソード排ガスは、カソード排ガス配管４１を介して、燃料電池システム１００の外部へと排出される。
調圧弁４３は、制御部２０によって、その開度が制御されており、カソード排ガス配管４１におけるカソード排ガスの圧力（燃料電池１０のカソード側の背圧）を調整する。圧力計測部４４は、調圧弁４３の上流側に設けられており、カソード排ガスの圧力を計測し、その計測結果を制御部２０に出力する。
アノードガス供給系５０は、アノードガス配管５１と、水素タンク５２と、開閉弁５３と、レギュレータ５４と、水素供給装置５５と、圧力計測部５６とを備える。水素タンク５２は、アノードガス配管５１を介して燃料電池１０のアノード側の供給用マニホールドと接続されており、タンク内に充填された水素を燃料電池１０に供給する。
開閉弁５３と、レギュレータ５４と、水素供給装置５５と、圧力計測部５６とは、アノードガス配管５１に、この順序で、上流側（水素タンク５２側）から設けられている。開閉弁５３は、制御部２０からの指令により開閉し、水素タンク５２から水素供給装置５５の上流側への水素の流入を制御する。レギュレータ５４は、水素供給装置５５の上流側における水素の圧力を調整するための減圧弁であり、その開度が制御部２０によって制御される。
水素供給装置５５は、例えば、電磁駆動式の開閉弁であるインジェクタによって構成することができる。圧力計測部５６は、水素供給装置５５の下流側の水素の圧力を計測し、制御部２０に送信する。制御部２０は、圧力計測部５６の計測値に基づき、水素供給装置５５を制御することによって、燃料電池１０に供給される水素の流量を制御する。
アノードガス排出系６０は、アノード排ガス配管６１と、気液分離部６２と、アノードガス循環配管６３と、水素循環用ポンプ６４と、アノード排水配管６５と、排水弁６６と、圧力計測部６７と、を備える。アノードガス排出系６０は、発電反応に用いられることなく燃料電池１０のアノードから排出される未反応ガス（水素や窒素など）や排水を含むアノード排ガスの循環および排出を行う。
アノード排ガス配管６１は、気液分離部６２と燃料電池１０のアノード側排出用マニホールド（図示は省略）の出口とを接続する配管である。気液分離部６２は、アノードガス循環配管６３とアノード排水配管６５とに接続されている。気液分離部６２は、アノード排ガスに含まれる気体成分と水分とを分離し、気体成分については、アノードガス循環配管６３へと誘導し、水分についてはアノード排水配管６５へと誘導する。
アノードガス循環配管６３は、アノードガス配管５１の水素供給装置５５より下流に接続されている。アノードガス循環配管６３には、水素循環用ポンプ６４が設けられている。気液分離部６２において分離された気体成分に含まれる水素は、水素循環用ポンプ６４によってアノードガス配管５１へと送り出される。
アノード排水配管６５は、気液分離部６２において分離された水分を燃料電池システム１００の外部へと排出するための配管である。アノード排水配管６５には、排水弁６６が設けられている。制御部２０は、通常は、排水弁６６を閉じておき、予め設定された所定の排水タイミングや、アノード排ガス中の不活性ガスの排出タイミングで排水弁６６を開く。
アノードガス排出系６０の圧力計測部６７は、アノード排ガス配管６１に設けられている。圧力計測部６７は、燃料電池１０の水素マニホールドの出口近傍において、アノード排ガスの圧力（燃料電池１０のアノード側の背圧）を計測し、制御部２０に送信する。制御部２０は、アノードガス排出系６０の圧力計測部５６の計測値や、前述したアノードガス供給系５０の圧力計測部５６の計測値に基づいて燃料電池１０に対する水素の供給を制御する。
冷媒循環系７０は、上流側配管７１ａと、下流側配管７１ｂと、ラジエータ７２と、冷媒循環用ポンプ７５と、上流側温度センサ７６ａと下流側温度センサ７６ｂと、を備える。上流側配管７１ａと下流側配管７１ｂとはそれぞれ、燃料電池１０を冷却するための冷媒を循環させる冷媒用配管である。上流側配管７１ａは、ラジエータ７２の入口と燃料電池１０の冷媒用排出用マニホールド（図示は省略）の出口とを接続する。下流側配管７１ｂは、ラジエータ７２の出口と燃料電池１０の冷媒用供給用マニホールド（図示は省略）の入口とを接続する。
ラジエータ７２は、冷媒用配管７１を流れる冷媒と外気との間で熱交換させることにより冷媒を冷却する。冷媒循環用ポンプ７５は、下流側配管７１ｂの途中に設けられ、ラジエータ７２において冷却された冷媒を燃料電池１０に送り出す。上流側温度センサ７６ａは上流側配管７１ａに設けられており、下流側温度センサ７６ｂは下流側配管７１ｂに設けられている。上流側温度センサ７６ａと下流側温度センサ７６ｂはそれぞれ、計測した冷媒の温度を制御部２０へ送信する。
図２は、燃料電池システム１００の電気的構成を示す概略図である。燃料電池システム１００は、図１の構成に加えて、二次電池８１と、ＤＣ／ＤＣコンバータ８２と、ＤＣ／ＡＣインバータ８３と、電流計測部９０と、セル電圧計測部９１と、インピーダンス計測部９２と、ＳＯＣ検出部９３と、を備える。
燃料電池１０は、直流配線ＤＣＬを介してＤＣ／ＡＣインバータ８３に接続されており、ＤＣ／ＡＣインバータ８３は、燃料電池車両の駆動力源であるモータ２００に接続されている。二次電池８１は、ＤＣ／ＤＣコンバータ８２を介して、直流配線ＤＣＬに接続されている。
二次電池８１は、燃料電池１０の出力電力や、モータ２００の回生電力によって充電され、燃料電池１０とともに電力源として機能する。二次電池８１は、例えばリチウムイオン電池で構成することができる。
ＤＣ／ＤＣコンバータ８２は、制御部２０の指令に基づいて、燃料電池１０の電流・電圧を制御するとともに、二次電池８１の充・放電を制御し、直流配線ＤＣＬの電圧レベルを可変に調整する。ＤＣ／ＡＣインバータ８３は、燃料電池１０と二次電池８１とから得られた直流電力を交流電力へと変換し、モータ２００に供給する。また、モータ２００によって回生電力が発生する場合には、ＤＣ／ＡＣインバータ８３は、その回生電力を直流電力に変換する。
電流計測部９０は、直流配線ＤＣＬに接続されており、燃料電池１０の出力する電流値を計測し、制御部２０に出力する。セル電圧計測部９１は、燃料電池１０の単セル１１に接続されており、単セル１１の電圧（以下、「セル電圧」とも呼ぶ）を計測し、制御部２０に出力する。インピーダンス計測部９２は、交流インピーダンス法を利用して、単セル１１の抵抗（以下、単に「セル抵抗」とも呼ぶ）を計測する。
ＳＯＣ検出部９３は二次電池８１に接続されている。ＳＯＣ検出部９３は、二次電池８１の充電状態であるＳＯＣ（State of Charge）を検出し、制御部２０に出力する。ここで、二次電池８１のＳＯＣとは、二次電池８１の充電容量に対する二次電池８１の充電残量（蓄電量）の比率を意味する。ＳＯＣ検出部９３は、二次電池８１の温度や電力、電流を計測することにより、二次電池８１のＳＯＣを検出する。制御部２０は、ＳＯＣ検出部９３の検出値に基づいて、二次電池８１のＳＯＣが、基準値を中心とする所定の範囲（二次電池８１の劣化を抑制できる限界範囲）内に収まるように、二次電池８１の充・放電を制御する。
Ａ２．セル電圧と冷媒温度との関係：
図３は、セル電圧と、冷媒温度との関係を示す図である。縦軸はセル電圧を示す。図３において、左から順に、（ａ）冷媒の温度が５５℃であり、燃料電池への負荷変動を行う前のデータ、（ｂ）冷媒の温度が７０℃であり、燃料電池への負荷変動を行う前のデータ、（ｃ）冷媒の温度が７０℃であり、燃料電池への負荷変動を５回行なった後のデータを示す。それぞれのデータにおいて、左側には触媒量が多い第１の場合の結果を示し、右側には触媒量が第１の場合より少ない場合の結果を示す。ここで、負荷変動とは、セル電圧が所定値Ｘを跨いだ回数をいう。本実施形態において、所定値Ｘは、セル電圧の最高値の８０％の値をいう。このため、負荷変動回数が５回とは、セル電圧の最高値の８０％の値をセル電圧が５回跨いだことを示す。
図３の結果は、（ｉ）冷媒温度が５５℃の場合と比較し、冷媒温度が７０℃の場合のほうが、セル電圧が高いこと、及び、（ｉｉ）冷媒温度を７０℃とした場合（上記（ａ）、（ｂ））、負荷変動を繰り返すとセル電圧が低くなること、を示している。また、触媒の量の違いによるセル電圧の低下と比較して、負荷変動によるセル電圧の低下はより顕著となることを、図３の結果が示している。
Ａ３．セルの位置と電流密度との関係：
図４は、セルの位置と電流密度との関係を示す図である。縦軸は、電流密度を示す。横軸は、セルの位置を示す。横軸において、図の左側がカソードガスの入口側を示し、図の右側がカソードガスの右側を示す。
図４の試験例は、図３の試験例と同じ試験例である。つまり、図４において、左から順に、（ａ）冷媒の温度が５５℃であり、燃料電池への負荷変動を行う前のデータ、（ｂ）冷媒の温度が７０℃であり、燃料電池への負荷変動を行う前のデータ、（ｃ）冷媒の温度が７０℃であり、燃料電池への負荷変動を５回行なった後のデータを示す。それぞれのデータにおいて、左側には触媒量が多い第１の場合の結果を示し、右側には触媒量が第１の場合より少ない場合の結果を示す。ここで、負荷変動とは、電流密度が所定値Ｘを跨いだ回数をいう。本実施形態において、所定値Ｘは、電流密度の最高値の８０％の値をいう。
図４の結果は、以下のことを示している。冷媒の温度が５５℃の場合、触媒量によらず、電流密度は、カソードガスの入口側が高く、カソードガスの出口側に向かうにつれて減少する。冷媒の温度が７０℃の場合（上記（ａ）、（ｂ））、電流密度は、カソードガスの入口側で低く、カソードガスの入口側と出口側の間に最も高い部分があり、カソードガスの出口側に向かうにつれて減少する。冷媒の温度が７０℃の場合において、触媒量が少ないほうが、触媒量が多いほうと比較して、電流密度のピークにおいて集中が見られる。負荷変動により、カソードガスの入口側の電流密度が減少する。
この結果から、（ｉ）冷媒温度が高いほど、カソードガスの入口側が乾燥状態となり、電流密度が低下すること、（ｉｉ）負荷変動により、カソードガスの入口側が乾燥状態となること、が推定される。このため、カソードガスの入口側の乾燥状態を推測することが、燃料電池の発電の効率化の観点から重要であることがわかる。
Ａ４．燃料電池システムの制御：
図５は、第１実施形態における燃料電池システム１００の制御処理の流れを示す説明図である。燃料電池システム１００の制御処理は、燃料電池システム１００の運転開始指示があったときに（例えば図示しないイグニションスイッチがオン状態とされたときに）開始される。
ステップＳ１００において、制御部２０は、冷却水の温度を取得する。具体的には、制御部２０は、下流側温度センサ７６ｂに燃料電池１０を冷却する媒体の温度を測定させ、測定値を取得する。本実施形態における「下流側温度センサ７６ｂ」が「課題を解決するための手段」における「センサ」に相当する。
次に、ステップＳ１１０において、制御部２０は、単位時間あたりの、燃料電池１０の負荷変動回数を取得する。具体的には、制御部２０は、電流計測部９０に電流を計測させ、電流が所定値Ｘを跨いだ回数を取得する。本実施形態において、単位時間は１０秒とし、所定値Ｘは電流の最高値の８０％とする。なお、ステップＳ１１０の処理を行なう制御部２０の機能部を、取得部２１として図１に示す。
その後、ステップＳ１２０において、制御部２０は、ステップＳ１００において取得した温度と、ステップＳ１１０において取得した負荷変動回数とを含む情報に基づいて、燃料電池１０の乾燥状態を推定する。つまり、単位時間あたりの負荷変動回数が規定回数に満たない場合、制御部２０は燃料電池１０内が乾燥状態ではないと推定する。一方、単位時間あたりの負荷変動回数が規定回数に満たす場合、制御部２０は燃料電池１０内が乾燥状態ではあると推定する。この形態の燃料電池システム１００によれば、燃料電池システムが通常備えている装置を用いて燃料電池の乾燥状態を推定できる。なお、ステップＳ１２０の処理を行なう制御部２０の機能部を、推定部２２として図１に示す。
図６は、負荷変動回数と冷媒の温度との関係を示す図である。横軸は冷媒の温度を示し、縦軸は負荷変動回数を示す。図６において、冷媒の温度が８０℃の場合、負荷変動回数が４回となったときに、燃料電池１０内が乾燥状態と推定されることを示す。本実施形態において、制御部２０は、冷媒の温度に基づいて、燃料電池１０内が乾燥状態と推定する負荷変動回数の規定回数を決定する。
冷媒の温度が高いほど、燃料電池１０内が乾燥状態となりやすい。また、負荷変動回数が多いほど、燃料電池１０内が乾燥状態となりやすい。このため、冷媒の温度が高いほど、負荷変動回数が少ない場合においても燃料電池１０内が乾燥状態にあると推定される。
ステップＳ１２０（図５参照）において、制御部２０が燃料電池１０は乾燥状態ではないと推定した場合、ステップＳ１００に戻る。
一方、ステップＳ１２０において、制御部２０が燃料電池１０は乾燥状態であると推定した場合、ステップＳ１３０において、制御部２０は、乾燥状態を改善する処理（「乾燥抑制制御」とも呼ぶ）を行なう。具体的には、制御部２０は、冷媒循環用ポンプ７５を制御し、乾燥状態ではないと推定された場合と比べて冷却水の流量を大きくする。なお、ステップＳ１３０の処理を行なう制御部２０の機能部を、改善部２３として図１に示す。
図７は、乾燥状態の検知と乾燥抑制制御を説明するための図である。図７の横軸は、負荷変動の回数を示す。図７Ａの縦軸は電流密度を示し、図７Ｂの縦軸は冷却水流量を示し、図７Ｃの縦軸は冷却水の温度を示す。
本実施形態において、冷却水の流量は、電流密度と相関関係にある。つまり、ある状態に対して、電流密度が大きいとき、冷却水の流量は大きくなるように制御される。一方、ある状態に対して、電流密度が小さいとき、冷却水の流量は小さくなるように制御される（図７Ａ、Ｂ参照）。このように制御されることにより、冷却水の温度は、ほぼ一定に推移する（図７Ｃ参照）。
本実施形態において、変動回数が５回の場合、制御部２０は、乾燥抑制制御を開始するとする。図７Ａに示すように、変動回数が５回となったとき、制御部２０は燃料電池１０の乾燥を検知する。
燃料電池１０の乾燥を検知した制御部２０は、乾燥状態ではないと推定された場合と比べて、冷却水流量が大きくなるように制御する。具体的には、通常の冷却水流量は実線のように制御されるが、乾燥抑制制御時において、冷却水流量は破線のように制御される（図７Ｂ参照）。
この結果、通常の冷却水温度は実線のような挙動を示すが、乾燥抑制制御時において、冷却水流量は破線のような挙動を示す（図７Ｂ参照）。このようにすることにより、燃料電池１０内の温度は低下し、燃料電池１０内の乾燥状態、特に、カソードガスの入口側の乾燥状態を抑制できる。この形態の燃料電池システムによれば、燃料電池システムが通常備えている装置を用いて燃料電池の乾燥状態を改善できる。
Ｂ．第２実施形態：
本実施形態は、第１実施形態と比べて、乾燥抑制制御方法が異なるが、それ以外は同じである。つまり、第１実施形態において、乾燥抑制制御として、冷媒循環用ポンプ７５が制御されるが、第２実施形態は、この制御に代えて、水素循環用ポンプ６４が制御される。
図８は、乾燥状態の検知と乾燥抑制制御を説明するための図である。図８の横軸は、負荷変動の回数を示す。図８Ａの縦軸は電流密度を示し、図８Ｂの縦軸はアノードガスの循環流量を示す。
本実施形態において、アノードガスの循環流量は、電流密度と相関関係にある。つまり、ある状態に対して、電流密度が大きいとき、アノードガスの循環流量は大きくなるように制御される。一方、ある状態に対して、電流密度が小さいとき、アノードガスの循環流量は小さくなるように制御される（図８Ａ、Ｂ参照）。
本実施形態において、第１実施形態と同様に、変動回数が５回の場合、制御部２０は乾燥抑制制御を開始するとする。図８Ａに示すように、制御部２０は変動回数が５回となったときに、乾燥を検知する。
燃料電池１０の乾燥を検知した制御部２０は、乾燥状態ではないと推定された場合と比べて、アノードガスの循環流量が大きくなるように制御する。具体的には、通常のアノードガスの循環流量は実線のように制御されるが、乾燥抑制制御時において、アノードガスの循環流量は破線のように制御される（図８Ｂ参照）。
本実施形態において燃料電池１０はカウンターフロー型を採用しており、また、アノードガスの循環流量が大きくなるため、アノードガスの出口側、換言すると、カソードガスの入口側に水が供給される。この結果、燃料電池１０内の乾燥状態、特に、カソードガスの入口側の乾燥状態を抑制できる。この形態の燃料電池システムによれば、燃料電池システムが通常備えている装置を用いて燃料電池の乾燥状態を改善できる。
Ｃ．変形例：
Ｃ１．変形例１：
本実施形態において、燃料電池１０は、いわゆるカウンターフロー型を採用している。しかし、本発明は、これに限られず、いわゆるコフロー型や、いわゆるクロスフロー型を採用してもよい。
Ｃ２．変形例２：
本実施形態において、制御部２０は、電流が所定値Ｘを跨いだ負荷変動回数を取得する。しかし、本発明はこれに限られない。制御部２０が負荷変動回数を取得する際、不感帯を設けてもよい。例えば、電流の最高値の７５％から８５％までを不感帯とし、電流の最高値の７５％の値を下回ったとき、および、電流の最高値の８５％の値を上回ったときに回数をカウントするとしてもよい。このようにすることにより、電流の微小変動によるカウントを低減でき、より正確に燃料電池１０の乾燥状態を推測できる。
また、制御部２０が負荷変動回数を取得する際、所定時間（例えば、１秒）の間隔をあけて、負荷変動回数を取得してもよい。このようにすることにより、電流の微小変動によるカウントを低減でき、より正確に燃料電池１０の乾燥状態を推測できる。
Ｃ３．変形例３：
本実施形態において、制御部２０は、電流の値に基づいて負荷変動回数を取得している。しかし、本発明はこれに限られない。制御部２０は、外部からの出力要求（例えば、アクセル開度）に基づいて、負荷変動回数を取得してもよい。
Ｃ４．変形例４：
第１実施形態において、乾燥抑制制御として、冷却水流量が少ない場合に多くする制御を行なっている。しかし、本発明はこれに限られない。制御部２０は、冷却水流量が多い場合により多くする制御を行なってもよい。このようにすることにより、乾燥抑制制御をより迅速に行なうことができる。
Ｃ５．変形例５：
本実施形態において「下流側温度センサ７６ｂ」が「課題を解決するための手段」における「センサ」に相当する。しかし、本発明はこれに限られず、「上流側温度センサ７６ａ」を「課題を解決するための手段」における「センサ」として用いてもよい。
Ｃ６．変形例６：
本実施形態において、制御部２０が燃料電池１０の乾燥状態を推定した場合、制御部２０は乾燥状態を改善する制御を行なう。しかし、本発明はこれに限られない。制御部２０が燃料電池１０の乾燥状態を推定した場合、制御部２０は、燃料電池１０の乾燥状態を示す音や光や振動により、ユーザの注意を促してもよい。このようにすることにより、ユーザが燃料電池１０の乾燥状態を認識できる。
Ｃ７．変形例７：
本実施形態において、推定部は、冷媒の温度にかかわらず、燃料電池の乾燥状態を推定する。しかし、本発明は、これに限られない。つまり、推定部は、冷媒の温度が閾値Ｔより下の場合に、燃料電池の乾燥状態を推定せず、温度が閾値Ｔ以上の場合に、燃料電池の乾燥状態を推定するとしてもよい。閾値Ｔとしては、例えば、４５℃を例示できる。このようにすることにより、推定部は、温度が閾値を下回る場合は推定を行なわない。このため、この形態の燃料電池システムによれば、処理を簡素化できる。
本発明は、上述の実施形態や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、変形例中の技術的特徴は、上述の課題の一部又は全部を解決するために、あるいは、上述の効果の一部又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。
１…電解質膜
２…電極
５…膜電極接合体
１０…燃料電池
１１…単セル
２０…制御部
２１…取得部
２２…推定部
２３…改善部
３０…カソードガス供給系
３１…カソードガス配管
３２…エアフロメータ
３３…開閉弁
３４…エアコンプレッサ
３５…圧力計測部
４０…カソードガス排出系
４１…カソード排ガス配管
４３…調圧弁
４４…圧力計測部
５０…アノードガス供給系
５１…アノードガス配管
５２…水素タンク
５３…開閉弁
５４…レギュレータ
５５…水素供給装置
５６…圧力計測部
６０…アノードガス排出系
６１…アノード排ガス配管
６２…気液分離部
６３…アノードガス循環配管
６４…水素循環用ポンプ
６５…アノード排水配管
６６…排水弁
６７…圧力計測部
７０…冷媒循環系
７１…冷媒用配管
７１ａ…上流側配管
７１ｂ…下流側配管
７２…ラジエータ
７５…冷媒循環用ポンプ
７６ａ…上流側温度センサ
７６ｂ…下流側温度センサ
８１…二次電池
９０…電流計測部
９１…セル電圧計測部
９２…インピーダンス計測部
１００…燃料電池システム
２００…モータ
Ｘ…所定値
Ｔ…閾値
ＤＣＬ…直流配線

Claims (5)

  1. 燃料電池を冷却する媒体の温度を測定するセンサと、
    単位時間あたりの、燃料電池の負荷変動回数を取得する取得部と、
    前記温度と、前記負荷変動回数とを含む情報に基づいて、前記燃料電池の乾燥状態を推定することができる推定部と、を含む、燃料電池システム。
  2. 請求項１に記載の燃料電池システムにおいて、
    さらに、前記燃料電池が乾燥状態と推定された場合に、乾燥状態を改善する改善部、を備える、燃料電池システム。
  3. 請求項１または請求項２に記載の燃料電池システムにおいて、
    前記推定部は、
    前記温度が閾値より下の場合に、前記燃料電池の乾燥状態を推定せず、
    前記温度が前記閾値以上の場合に、前記燃料電池の乾燥状態を推定する、燃料電池システム。
  4. 燃料電池を冷却する媒体の温度を測定する工程と、
    単位時間あたりの、燃料電池の負荷変動回数を取得する工程と、
    前記温度と、前記負荷変動回数とを含む情報に基づいて、前記燃料電池の乾燥状態を推定する工程と、を含む、燃料電池の乾燥状態を推定する方法。
  5. 燃料電池の乾燥状態を改善する方法であって、
    請求項４に記載の方法を実行する工程と、
    前記燃料電池が乾燥状態と推定された場合に、乾燥状態を改善する工程と、を備える、燃料電池の乾燥状態を改善する方法。
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